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Tarifs d'acheminement de l'électricité et du gaz 2019 : TURPE, ATRD, ATRT

Comment fonctionne le financement de l'acheminement du gaz et de l'électricité en France ?

L’électricité et le gaz doivent être acheminés entre leur lieu de production et de consommation. Ces énergies empruntent à cette fin différents réseaux : un réseaux de transport qui connecte les grands sites de production et les bassins de consommation et un réseau de distribution qui achemine le gaz et l'électricité jusqu'au consommateur final. Pour rémunérer ces services, la facture TTC d’un client final comprend une part d’acheminement représentant un peu moins d’un tiers de la facture. Cette part destinée à l’acheminement résulte de l’application de tarifs d’utilisation des réseaux d’acheminement, fixés par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

Comment sont définis les tarifs d'acheminement ?

La Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) a pour mission de contrôler le bon fonctionnement du marché de l'énergie. Elle définit ainsi régulièrement les tarifs d'achemeinement, tant pour le Gaz que pour l'Électricité. Ainsi, pour le Gaz Naturel, elle doit définir les tarifs d'Accès des Tiers aux réseaux de Transport (ATRT), aux Réseaux de Distribution (ATRD), aux Terminaux Méthaniers (ATTM) pour le Gaz Naturel Liquéfié (GNL) et le cas échéant aux Stockages (ATS). Ces taxes servent à financer les gestionnaires du service souscrit.

Structure de l'Acheminement de Gaz Naturel et d'Électricité
Réseau de transport Réseau de distribution
Transport sur de longues distances du gaz naturel ou de l'électricité de son lieu de production (centrale nucléaire, barrage) ou son point d'arrivée en France (point d'interconnexion international ou terminal méthanier) jusqu'au bassin de consommation. Parfois, il arrive que les très gros industriels soient directement raccordés au réseau de transport. Distribution, à un niveau local, de l'énergie jusqu'au compteur d'un consommateur final.

Le réseau est ainsi séparé en quatre acteurs : le producteur, le transporteur, le distributeur et le fournisseur. C'est ce dernier qui se charge de collecter les taxes et les factures, et de reverser le dû aux acteurs concernés.

Les conditions et applications des taxes sur l'énergie:
Service Recours Rémunération Fixation
Transport Universel (gaz) ATRT CRE sur proposition du ministre chargé de l’énergie
Universel (électricité) TURPE CRE sur proposition du ministre chargé de l'énergie
Distribution
Si transit par réseau de distribution gaz ATRD CRE sur proposition du ministre chargé de l’énergie
Stockage Si souscription de capacités de stockage gaz ATS CRE sur proposition du ministre chargé de l’énergie
Arrivée dans un terminal méthanier Si arrivée sous forme de GNL ATTM CRE sur proposition du ministre chargé de l’énergie

Pour l'Électricité, une seule taxe, le Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité (TURPE), rémunère tant le Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT) que le Gestionnaire du Réseau de Distribution (GRD). Ces tarifs d'accès sont régulièrement revus afin d'optimiser l'accès au marché de nouveaux acteurs et de s'adapter aux évolutions du marché national, comme par exemple la fusion des Points d'Echange de Gaz en une seule zone commune.

Ces taxes sont apparues au début des années 2000 dans la prévision de l'ouverture au marché à la concurrence. Jusqu'alors, EDF et GDF étaient en charge de l'intégralité des missions, de la production jusqu'à la fourniture. Avec la libéralisation du marché de l'énergie, le secteur fut segmenté en quatre, libéralisant la production et la fourniture, tandis que le transport et la distribution demeurent publiques. Afin de rémunérer les transporteurs (RTE, GRTGaz et Terega) et les distributeurs (Enedis, GRDF et les Entreprises Locales de Distribution), des taxe furent instaurées sur les consommations énergétiques.

Le Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité (TURPE)

Afin de comprendre au mieux pourquoi et comment les consommations électriques sont imposées, il est essentiel de saisir la structure de l'acheminement de l'énergie.

Comment est acheminée l'électricité ?

Entre son lieu de production et son lieu de consommation finale, l’électricité doit être acheminée. On distingue pour ce faire un réseau de transport d’un réseau de distribution.

  • sur le réseau de transport, l’électricité est acheminée sur de longues distances et à des niveaux de haute tension qui permettent de minimiser les pertes d’électricité par effet joule ;
  • sur le réseau de distribution, l’électricité est amenée dans un bassin de consommation donné jusqu’à son consommateur le plus final, à un niveau de basse tension.

Ces réseaux sont gérés par des gestionnaires différents :

  • Le réseau de transport est géré par un gestionnaire de réseau de transport (GRT). Il y a un GRT en France : Réseau de Transport d'Électricité (RTE), une filiale d'EDF.
  • Le réseau de distribution est géré par un gestionnaire de réseau de distribution (GRD). Il y a plus d’une centaine de GRD en France. Le principal est toutefois Enedis (ex-ERDF), qui couvre 95% du territoire français. Les autres GRD sont des entreprises locales de distribution (ELD).

Que finance le TURPE ?

Pour rémunérer ces gestionnaires, il existe un tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Le coût de l’acheminement de l’électricité représente environ 1/3 de la facture d’électricité et représente 95 % des sources de revenus de RTE et Enedis (ex-ERDF).

  • Le TURPE est facturé aux fournisseurs d’électricité qui le répercutent sur la facture des consommateurs finals ;
  • Il est reversé en intégralité au Gestionnaire de Réseau de Distribution ; celui-ci en conserve près des ¾ et en reverse le quart au Gestionnaire du Réseau de Transport.

L'Accès des Tiers aux Réseaux de Transport de gaz naturel (ATRT)

Le tarif d'Accès des Tiers aux Réseaux de Transport de gaz naturel est une des taxes appliquées sur les factures de gaz naturel. Elle finance les gestionnaires des Réseaux de Transport de gaz naturel, Téréga pour le sud-ouest de la France, et GRTGaz pour le reste de l'Hexagone, séparés pour des raisons historiques et pratiques : les investissements élevés et les divers points d'entrées du gaz naturel on stimulé un développement asymétrique des infrastructures de transport de gaz en France, retardant l'unification du marché. Ainsi, la structure du transport français a beaucoup évolué depuis 2000, notamment avec la réduction du nombre de Points d'Echange Gaz (PEG) et un marché unique d'échange, la Trading Region France. L'ATRT doit ainsi couvrir les coûts d'utilisation, d'unification et d'investissement des gestionnaires réseau.

Que finance l'ATRT ?

L’ATRT assure la rémunération des gestionnaires de réseaux de transport. Il doit, par construction, couvrir :

  • les charges d’exploitations supportées par le gestionnaire (maintenance et fonctionnement des réseaux) ;
  • les charges de capital supportées par le gestionnaire (investissements et amortissements).

L'ATRT6 en 2019

Depuis avril 2017 et jusqu'en mars 2021, les tarifs de l'ATRT6 s'appliquent sur les consommations de gaz naturel. Les taux appliqués change une fois par an selon les contraintes des acteurs, dans le cadre des modalités définies par les ATRT : l'ATRT définit une trajectoire tarifaire pour toute la durée du plan. La trajectoire fixe le niveau des charges de capital sur 4 ans. De plus, la trajectoire fixe une formule d'évolution annuelle des charges d'exploitation : en effet, les niveaux des tarifs évoluent le 1er avril de chaque année en fonction de différents facteurs.

Ainsi, en décembre 2018, la Commission de Régulation des Énergies (CRE) a annoncé une augmentation moyenne de 4,6 % du tarif de GRTgaz et de +3 % du tarif Téréga pour le 1er avril 2019.

Cinq raisons expliquent cette augmentation :

  • les investissements nécessaires ;
  • l'accroissement des règles de sécurité ;
  • l'augmentation du prix du gaz ;
  • l'obligation légale faite aux GRT de disposer en propre des moyens nécessaires à l'accomplissement de leur activité, pour des raisons d'indépendance notamment ;
  • la hausse des impôts.

Évolutions de l'ATRT

Par rapport à l’ATRT5, le précédent tarif, l’ATRT6 emporte des évolutions significatives :

  • Une meilleure visibilité sur l'évolution des tarfis entre 2017 et 2021
  • Il incite les GRT à maîtrsier les coûts et optimiser les services pour les utilisateurs de leurs réseaux ;
  • Il augmente l'implication des GRT dans la transition énergétique, notamment avec les projets "GRTgaz 2020" et "Recherche & innovation" de Téréga ;
  • Il prévoyait l'unification de la place de marché Française, réalisée en novembre 2018 ;
  • Il permet l'harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz dans l'UE via l'application du code de réseau TARIF.

Les ATRT ont fortement évolué ces dernières années comme le montre le tableau ci-après. Ils ont accompagné une évolution plus profonde de l'organisation du transport de gaz en France.

Nom Durée Zones d'équilibrage
ATRT1 1 an 8 zones
ATRT2 2 ans 5 zones
ATRT3 2 ans 5 zones
ATRT4 4 ans (1er jan. 2009) 4 zones
ATRT5 4 ans (1er avr. 2013 - 31 mars 2017) 3 zones
ATRT6 4 ans (1er avr. 2017 - 31 mars 2021)* 1 zone

* Date prévue de la fin de l'ATRT6.

Chaque génération d'ATRT apporte son lot d'évolutions et d'innovations : ainsi, le passage de l'ATRT4 à l'ATRT5 en 2013 a notamment permis à la CRE de gagner en indépendance en s'émancipant du Ministre chargé de l'énergie sur les questions tarifaires, ou d'entamer la transition du gaz naturel de type B vers le gaz type H dans le nord de la France. Les différents ATRT permettent aussi de promouvoir certaines initiatives, comme les plans de hausse de performance de gestion du réseau de transport ou des mécanismes afin d'inciter les GRT à assurer une haute qualité de service, avec des indicateurs bien définis (environnement, maintenance...).

L'Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution (ATRD)

L’ATRD est le tarif régulé rétribuant les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel. Il existe un ATRD pour GRDF et pour chacune des 8 entreprises locales de distribution (ELD), comme Gaz de Bordeaux ou GNG à Grenoble, qui ont présenté des comptes dissociés. Les 14 autres ELD bénéficient d’un tarif commun. 95 % des français sont concernés par les tarifs classiques de GRDF.

Comment les tarifs ATRD sont ils fixés ?

La CRE fixe les tarifs d'utilisation des infrastructures gazières régulées, notamment les infrastructures de distribution. En particulier, elle vérifie que les tarifs d'utilisation de l'ensemble des infrastructures sont appliqués de manière transparente et non-discriminatoire à tous les utilisateurs de ces infrastructures. Il s'agit d'assurer une stricte égalité de traitement à tous les fournisseurs de gaz, qu'ils soient des fournisseurs historiques comme Engie (ex GDF Suez) ou des fournisseurs alternatifs comme Eni ou Direct Energie.

Depuis la transposition en droit français du 3ème paquet énergie, les tarifs d'utilisation des infrastructures de gaz naturel sont fixés directement par la CRE. Jusqu'alors, ils étaient fixés par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie sur proposition de la CRE. Cette innovation prit effet lors la mise en place de l'ATRD4.

Que finance l'ATRD ?

L'ATRD sert à financer la gestion de la distribution de gaz naturel, c'est à dire la gestion des réseaux locaux de gaz naturel. Le tarif ATRD sert par ailleurs aussi de levier pour les politiques gouvernementales : en effet, les tarifs choisis pour l'ATRD poussent à une meilleure maîtrise des coûts des programmes d'investissements, hors sécurité et cartographie, et permettent de promouvoir le Gaz Naturel comme source d'énergie plus écologique que le fioul.

Montant des ATRD

La cinquième version de l’ATRD pour GRDF est entrée en vigueur pour 4 années le 1er juillet 2016, suite à la décision tarifaire de la CRE du 10 mars 2016. Pour ce qui concerne les autres ELD présentant des comptes dissociés, ils tombent sous le coup d'un tarif ATRD5 spécifique, entré en vigueur le 1er juillet 2018, suite à une délibération de la CRE du 21 décembre 2017. Dans le cadre de ces tarifs, les grilles tarifaires évoluent automatiquement le 1er juillet de chaque année conformément à l’application d’une formule estimant les évolutions des coûts avec le temps.

Le tarif d'accès à une infrastructure de réseau est calculé de manière à permettre à l'opérateur qui l'exploite de couvrir ses coûts. Le revenu autorisé du gestionnaire se compose de la somme des charges d'exploitation et de capital :

  • charges d'exploitation : les charges d'exploitation à couvrir par les tarifs sont déterminées à partir de l'ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement de l'infrastructure.
  • charges de capital : les charges de capital comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé.

Principes de tarification de l'accès au réseau de distribution de gaz naturel

La 95 % du réseau de distribution est géré par GRDF. Les 5 % restants sont gérés par les ELD, comme par exemple à Bordeaux (RÉGAZ Bordeaux), Strasbourg (Réseau GDS) ou Grenoble (GEG).

Comme pour l'électricité, la fixation des tarifs du gaz naturel doit répondre à certains principes généraux liés aux options du consommateur. Afin de conserver une homogénéité de structure parmi l'ensemble des GRD (Gestionnaires des réseaux de distribution), les principaux principes relatifs à la structure des tarifs ont été maintenus depuis les premiers ATRD. Les tarifs n'y sont toutefois pas toujours identiques sur tout le territoires pour autant.

Péréquation tarifaire

La gamme tarifaire applicable pour l'utilisation du réseau de distribution est identique pour tous les consommateurs reliés aux réseaux de distribution d'un même gestionnaire de réseau (GRD). Le principe de péréquation tarifaire vaut à l'intérieur du réseau GRDF : il ne peut donc y avoir de différence entre un client habitant Paris et Lyon, puisque les réseaux de distribution de gaz de ces deux villes sont gérés par ce même gestionnaire de réseau de distribution. Par contre, à Bordeaux, les tarifs peuvent être différents de ceux pratiqués à Paris à et Lyon. En effet, le réseau de distribution de gaz naturel de la ville de Bordeaux n'est pas géré par GRDF mais par un acteur local, par exemple. L'acteur local se nomme Régaz-Bordeaux.

Conséquemment, il n'y a pas de péréquation tarifaire nationale pour le gaz naturel. Au contraire de la réglementation du domaine de l'électricité, la péréquation, dans le cas du gaz naturel, ne vaut qu'à l'intérieur d'un réseau de distribution donné.

Options tarifaires

Même s'il n'y a pas de péréquation tarifaire nationale, la structure tarifaire est commune pour tous les GRD : le tarif est composé de quatre options tarifaires principales et d'une option dite de proximité. Chaque option tarifaire dépend des caractéristiques de consommation du client. Chaque option comprend un abonnement annuel, une part proportionnelle à la quantité consommée et, le cas échéant, une part proportionnelle à la capacité journalière souscrite. Chaque option tarifaire correspond à un segment de clientèle identifié. Les tarifs prévoient une option tarifaire spéciale, dite tarif de proximité. Cette option tarifaire est réservée aux clients qui sont déjà alimentés par les réseaux de distribution, mais qui ont la possibilité réglementaire de se raccorder directement à un réseau de transport. Elle comprend un abonnement annuel, une part proportionnelle à la capacité journalière souscrite et une part proportionnelle à la distance entre le point de livraison et le réseau de transport le plus proche.

NB : Dans le cas du tarif ATRD5, pour l'ensemble des clients finaux d'un immeuble ou d'un groupementxº de logements ne disposant pas de compteur individuel mais disposant d'un compteur collectif et ayant souscrit collectivement un contrat de fourniture : Le tarif applicable est un binôme comprenant un abonnement et une part proportionnelle égaux à ceux de l'option tarifaire T1 et appliqués au nombre de logements alimentés en gaz et à leur consommation totale. (Source : CRE). Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel ou collectif, le tarif applicable est un forfait, calculé sur la base de l'option T1 et d'une consommation de 660 kWh par an.

Type de segment Type de tarif réglementé Option tarifaire
Cuisson Base T1
Cuisson et eau chaude B0
Chauffage individuel B1 T2
Petite chaufferie B2I
Moyenne chaufferie B2S T3
Grande chaufferie TEL
Industriels S2S (clients raccordés au réseau de distribution) T4 (pour les clients raccordés au réseau de distribution),
STS (clients directement raccordés au réseau de transport) TP - Tarif de proximité (pour ceux raccordés au réseau de distribution mais ayant la possibilité de se raccorder au réseau de transport),
  et aucun pour ceux raccordés au réseau de transport
Composition des options tarifaires
Option tarifaire Abonnement annuel Prix proportionnel (en €/MWh) Terme de souscription annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) Terme annuel à la distance (en €/mètre)
Nom de l'option Consommation annuelle indicative (en €)
(en MWh)  
T1 < 6 X X    
T2 6 X X    
T3 300 X X    
T4 > 5000 X X X  
TP X   X X

Source : CRE

Le cas particulier des GRD de rang 2 Un GRD est dit de rang 2 s'il est raccordé au réseau de transport par l'intermédiaire du réseau de distribution d'un autre GRD. Pour livrer un consommateur raccordé au réseau de ce GRD de rang 2 , le gaz doit donc d'abord transiter par un premier réseau de distribution. D'un point de vue tarifaire et contractuel, le réseau de distribution de rang 2 est considéré comme directement accessible depuis le réseau de transport pour les expéditeurs. Les expéditeurs paient donc, au GRD de rang 2, un seul tarif couvrant la prestation d'acheminement du gaz depuis le point d'interface transport distribution (PITD) concerné jusqu'au point de livraison du consommateur final.Les charges à couvrir par les tarifs du GRD de rang 2 font l'objet d'un contrat, ou d'un protocole, entre le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2, soumis à la CRE.

Cas spécifiques : nouvelles concessions et tarifs non péréqués

Lorsque la tarification concerne de nouvelles concessions de gaz naturel, alors les modalités tarifaires applicables sont spéciales. En effet, les tarifs des nouvelles concessions de gaz naturel ne sont pas péréqués. Les Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de gaz naturel ont été définies par L'arrêté du 29 juin 2010 tarifaire, en vertu des dispositions combinées des articles L. 452-1 et L. 432-6 du Code de l'énergie.

Le calcul des tarifs dépend toutefois essentiellement de l'évaluation des charges supportées par les gestionnaires des infrastructures gazières. Les tarifs sont établis en prenant en considération les charges d'exploitation nécessaires à la sécurité et au bon fonctionnement des réseaux et des installations ainsi que les charges de capital (amortissement et rémunération des actifs des transporteurs, des distributeurs et des terminaux méthaniers). Les tarifs sont calculés par la CRE à partir des charges de capital et des charges d'exploitation des opérateurs ainsi que des hypothèses de souscriptions des infrastructures.

Entrée en vigueur différée pour les entreprises locales de distribution

  GRDF ELD
Délibération de la CRE fixant l'ATRD5 Délibération du 28 février 2012 portant décision sur le tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GRDF Délibération du 21 décembre 2017 portant décision sur les tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution
Date d'entrée en vigueur Entré en vigueur pour une durée de 4 ans à partir du 1er juillet 2016. Entrée en vigueur pour une durée de quatre ans à partir du 1er juillet 2018.

Impact de l'ATRD sur la facture de gaz

Une facture de gaz naturel correspond donc à la facturation de plusieurs services : le gaz consommé et l'acheminement de ce gaz par le réseau de transport et de distribution. D'ailleurs, certains très gros consommateurs peuvent choisir de conclure séparément un contrat de distribution et un contrat de fourniture. L'ATRD, qui correspond à la partie distribution sur la facture, a donc une incidence importante sur l'évolution des factures de gaz naturel. D'ailleurs, il a augmenté de manière importante ces dernières années.

L'Accès des Tiers aux Terminaux Méthaniers (ATTM)

L’ATTM est le tarif rémunérant les gestionnaires de terminaux méthaniers. Le tarif s'appliquant actuellement aux terminaux méthaniers est l’ATTM5. Il est entré en vigueur le 1er avril 2017 pour une durée de 4 années après une délibération de la CRE du 13 décembre 2016. L’ATTM est spécifique à chaque terminal méthanier. En France, on compte 4 terminaux méthaniers en activité :

Les terminaux méthaniers en France
Nom du terminal Localisation Capacité d'accueil (m3) Capacité de regazéification (m³/an) Mise en service
Fos Tonkin Bouches-du-Rhône 150 000 5 500 000 000 1972
Fos Cavaou Bouches-du-Rhône 330 000 8 250 000 000 2010
Montoir-de-Bretagne Loire-Atlantique 360 000 10 000 000 000 1980
Dunkerque (Loon-Plage) Nord 600 000 13 000 000 000 1/01/2017

Lorsque le gaz est transporté sous forme liquéfiée (GNL), il est acheminé par des navires méthaniers. Ce mode de transport permet d'acheminer du gaz naturel sur de longues distances et de le stocker de manière efficiente: effet, la densité du GNL est bien supérieure à la densité du gaz naturel. Autrement dit, pour une même quantité de gaz, le gaz naturel sous forme liquéfiée prend moins de place que le gaz naturel sous forme gazeuse. Il doit toutefois être regazéifié une fois arrivé à bon port, puis être injecté dans le circuit afin de pouvoir être utilisable par les consommateurs. Le terminal méthanier est donc conçu pour extraire le GNL hors du tanker, de le gazéifier et de l'introduire dans le réseau afin d'être transporté.

Différents services de regazéification sont disponibles selon le profil du client. Par exemple, les utilisateurs ayant besoin de plus d'un bateau par mois peuvent souscrire au Service d'émission continue (S-Smart). Les autres utilisateurs peuvent souscrire au Service d'émission en bandeau de 30 jours (S-30). Il existe enfin le service S-Spot, réservé aux déchargement souscrits moins de 10 jours afin de le début du mois de déchargement. Ce dernier est très peu souscrit.

Les tarifs ATTM (Accès des Tiers aux Terminaux Méthaniers) ont deux objectifs:

  • Ils régulent l'accès aux terminaux méthaniers et permettent d'assurer l'existence des ressources financières nécessaires à l'entretien des terminaux existants et éventuellement l'investissement dans de nouveaux terminaux;
  • De plus, du point de vue des utilisateurs de ces réseaux, l'existence de tarifs régulés assure une égalité de traitement entre ces utilisateurs.

Évolution des tarifs des ATTM

Les tarifs d'accès des tiers aux terminaux méthaniers sont spécifiques pour chacun des quatre terminaux en France. Les tarifs évoluent en fonction des coûts liés à leur utilisation.

ATTM1

Les premiers tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers ont été proposés par la CRE le 26 octobre 2005. Ils sont entrés en vigueur le 1er janvier 2006.

ATTM2-3

Le 24 juillet 2009, la CRE a proposé au gouvernement une nouvelle tarification de l'utilisation des terminaux méthaniers de Fos-Cavaou, Fos-Tonkin et Montoir. L'arrêté d'approbation est paru le 20 octobre 2009. Cette nouvelle tarification s'appliquait pour une durée de 3 ans à partir du 1er janvier 2010 pour les terminaux de Fos-Tonkin et de Montoir-de-Bretagne et à partir de sa mise en service commerciale, soit à partir du 1er avril 2010, pour le terminal de Fos-Cavaou.

ATTM4

Les tarifs de l'ATTM4 sont entrés en vigueur le 1er avril 2013 pour une durée de 4 ans, avec une durée réduite à 2 ans pour le terminal de Fos Tonkin. À l'époque, la viabilité post 2020 de ce terminal était remise en question. Au vu des dernières évolutions des ATTM, il semblerait que ce dernier demeure en fonction.

ATTM5

Les tarifs actuels de l'ATTM présentent des baisses significatives par rapport aux tarifs ATTM4. Ainsi, le tarif unitaire moyen pour la période ATTM5 est en baisse de 6,5 % pour le terminal de Montoir, de 18,2 % pour le terminal de Fos Tonkin et de 18,6 % pour le terminal de Fos Cavaou. Le terminal de Dunkerque-Loon ne peut pas présenter de baisses, n'étant entré en service qu'en 2017. Ces baisses sont dûes à une baisse de la rémunération des actifs et des baisses des charges d'exploitation. Cela signifie que les utilisateurs des terminaux profitent de l'augmentation de la productivité des terminaux méthaniers.

Les tarifs ATTM5 introduisent une évolution de la structure des offres tarifaires. Il existe désormais un service dit "de base", principale offre des opérateurs des terminaux, qui pourra être complétée par la souscription d'options "bandeaux". Ces nouvelles tarifications permettent donc une plus grande flexibilité pour les clients des terminaux.

Composante de l'ATTM5

Chaque terminal a son propre niveau tarifaire. Le niveau tarifaire de chaque terminal comprend 6 termes tarifaires différents comme le montre le tableau ci-après:

Abréviation Nom Contenu Expression
TNA Terme du nombre d'accostage Nombre d'accostage € par accostage
TQD Terme de quantité déchargée Quantité de GNL déchargée €/MWh
TUCR Terme d'utilisation des capacités de regazéification Durée de l'intervalle moyen entre 2 arrivées de navires €/MWh
TR Terme de régularité Ecart entre les quantités déchargées en hiver et en été €/MWh
TFR Terme fixe de rechargement Relatif à chaque cargaison chargée € par chargement
TQR Terme de quantité rechargée Relatif à la quantité de GNL chargée €/MWh

Ainsi, à la dernière tarification en vigueur, l'accostage coûte 90 000 € à Montoir de Bretagne, contre 75 000 € à Fos Tonkin, tous deux gérés par le nême opérateur, Elengy. Toutefois, le TQD est plus élevé à Fos Tonkin : il s'élève à 1,132 €/MWh déchargé, contre 0,735 €/MWh à Montoir. Les transporteurs font donc le calcul en fonction du trajet à parcourir et des coûts liés au déchargement.

L'Accès des Tiers au Stockage (ATS)

C'est le dernier né des tarifs d'accès des tiers. La loi dite "Hydrocarbures" du 30 décembre 2017 encadre les revenus des opérateurs de stockage dès le 1er janvier 2018. Ce tarif ATS1 est appliqué pendant environs 2 ans, jusqu'à fin 2019, et est mis à jour annuellement pour ajuster les comptes des entreprises exploitantes (CRCP). En effet, au début des années 2010, le stockage n'avait que peu d'intérêt financier. Importer du gaz naturel en hiver revenait à moins cher que de l'acheter en été et de le stocker. Cela soulevait des questions de risques de dépendance énergétique, lançant une politique du développement de stockage de gaz naturel. Ainsi fut développé un système de vente aux enchères des capacités de stockage, permettant aux expéditeurs de gaz naturel de le stocker à des coûts avantageux.

Le mécanisme permet ainsi de subventionner indirectement le stockage de gaz naturel. La CRE détermine un "revenu autorisé" pour une période donnée, et compense la différence positive ou négative entre les recettes et le revenu autorisé avec le tarif d’utilisation du réseau de transport de gaz naturel par un terme tarifaire stockage dédié.

Trois opérateurs de stockage se partagent le marché en France en 2019 : Storengy, Téréga et Géométhane. Storengy est une filiale d'Engie, leader mondial dans le stockage souterrain de gaz naturel. Téréga est le transporteur de gaz naturel du sud ouest de la France : avec 3,1 TWh de capacité, l'entreprise se place en seconde position des acteurs du stockage. Enfin, Géométhane est une entreprise n'exploitant qu'un seul forage, à Manosque. Elle est détenue à parts égales par Storengy et Geosud.

Le nouveau mécanisme ne devrait pas avoir d'impact sur les factures des consommateurs.

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