Quel est le montant de l'ATRT en 2026 ?
Au 1er avril 2026, une hausse de +3,41 % est confirmée sur l’ensemble des termes tarifaires de l’ATRT8, conformément à la délibération de la Commission de Régulation de l’Énergie du 16 décembre 2025.
Cette augmentation, portée par l’inflation (0,41 %) et le coefficient de régularisation (3 %), concerne les réseaux exploités par NaTran et Teréga. Pour les professionnels qui souhaitent maîtriser l’impact de cette évolution, Capitole Énergie compare les offres gaz du marché et accompagne les entreprises dans l’optimisation de leurs contrats.
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5 points clés à retenir :
- Hausse structurelle confirmée au 1ᵉʳ avril 2026 : la délibération CRE du 16 décembre 2025 acte une augmentation de +3,41 % sur l’ensemble des termes tarifaires ATRT8. Cette progression, portée par l’inflation (0,41 %) et le coefficient de régularisation CRCP (3 %), s’inscrit dans la trajectoire quadriennale 2024-2027 et concerne les réseaux NaTran et Teréga.
- Architecture tarifaire en deux niveaux opérationnels : l’ATRT8 structure le financement du transport gazier via le réseau principal et les réseaux régionaux.
- Formule de calcul intégrée : ATRT = Capacité × (TCS + TCR × NTR + TCL) + TS
- Impact maîtrisé sur les budgets énergétiques : représente environ 5 % de la facture gaz professionnelle, contre 50 % pour la fourniture et 25 % pour les taxes.
- Leviers d’optimisation via comparaison multifournisseurs : Capitole Énergie compare les offres du marché pour identifier les conditions les plus protectrices selon les spécificités professionnelles.
Définition : qu’est-ce que l’ATRT gaz ?
ATRT signifie Accès des Tiers aux Réseaux de Transport et désigne le tarif réglementé qui finance l’acheminement du gaz naturel sur les infrastructures de transport en France.
Concrètement, il rémunère les gestionnaires de réseaux de transport NaTran (ex-GRTgaz) et Téréga pour leurs activités d’exploitation, de maintenance et de développement de plus de 32 500 km de canalisations haute pression.
Ce tarif apparaît sur la facture de tous les consommateurs professionnels et représente une part modeste (environ 5 %) du coût final, distincte de la fourniture et des taxes.
L’ATRT8, en vigueur depuis avril 2024 et jusqu’en 2027, évolue chaque année au 1er avril selon l’inflation et les mécanismes de régularisation définis par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).
Organisation du réseau de transport : Natran, Téréga et maillage français
NaTran (ex GRT gaz) et Téréga : Gestionnaires de Réseau de Transport
Le transport de gaz naturel en France repose sur deux opérateurs principaux : NaTran (anciennement GRTgaz, rebaptisé en janvier 2025) et Téréga.
- NaTran, leader européen du transport gazier, exploite plus de 32 500 km de canalisations haute pression sur l’ensemble du territoire français. L’entreprise assure une mission de service public visant à garantir la continuité d’acheminement et s’engage dans le développement des gaz renouvelables, de l’hydrogène et du CO₂.
- Téréga, de son côté, opère un réseau de 5 100 km de canalisations dans le Sud-Ouest, couvrant 15 départements autour de Pau, Bordeaux, Toulouse, Tarbes, Agen, Carcassonne et Rodez. En 2022, Téréga a transporté 140 841 GWh de gaz et gère également deux sites de stockage souterrain (Lussagnet et Izaute) représentant près d’un quart des capacités françaises.
Architecture réseau principal et régional
Le réseau de transport français se structure en deux niveaux complémentaires.
- Le réseau principal regroupe les canalisations à haute pression (supérieure à 60 bars) et de grand diamètre, reliant les points d’interconnexion avec les réseaux voisins (Norvège, Belgique, Allemagne, Suisse, Italie, Espagne), les terminaux méthaniers (4 sur les façades maritimes) et les stockages souterrains (14 sites). Ce réseau assure les flux unidirectionnels.
- Le réseau régional, exploité par NaTran et Téréga, achemine le gaz depuis le réseau principal vers les réseaux de distribution ou les consommateurs industriels de taille importante directement raccordés. Cette architecture à deux étages garantit l’équilibre du système gazier français et l’intégration aux marchés européens.
Flux typique dans le système ATRT :
- Entrée : importations par canalisations (Norvège, Belgique, Allemagne, Espagne) ou terminaux méthaniers (façades maritimes)
- Stockage : 14 sites souterrains connectés, permettant la modulation saisonnière
- Sortie : livraison vers les réseaux de distribution (GRDF, ELD) ou consommateurs raccordés directement au réseau de transport
Points d’échange de gaz (PEG) et niveaux de tarif régional
Le tarif ATRT8 distingue deux modes de facturation selon le type de réseau.
- Sur le réseau principal, la tarification suit un principe entrée-sortie : les coûts d’entrée (via points d’interconnexion, terminaux méthaniers ou PEG) et de sortie vers le réseau régional sont facturés séparément.
- Sur le réseau régional, le coût d’acheminement dépend de la capacité d’acheminement souscrite, de la capacité de livraison et du Niveau de Tarif Régional (NTR) propre à chaque point de livraison. Ce NTR reflète les caractéristiques locales du réseau (distance, configuration) et détermine le tarif unitaire appliqué.
Les Points d’Interface Transport Distribution (PITD) constituent les nœuds de maillage entre transport et distribution, chaque commune correspondant généralement à un PITD unique.
Cette architecture tarifaire vise à assurer une répartition équitable des coûts d’infrastructure tout en finançant la transition vers les gaz renouvelables.
Helder FARIA RUBIO, Responsable de la Vente Indirecte & Intelligence Économique chez Capitole Énergie, a produit une étude fine du marché du GNL actuel. Son approche refuse les lectures superficielles du marché pour décrypter les mécaniques profondes qui gouvernent les flux de gaz naturel liquéfié. Téléchargez l’observatoire du GNL.
Mécanismes et méthode de calcul de l’ATRT
Formule de calcul et termes tarifaires
Le tarif ATRT repose sur une architecture tarifaire structurée en plusieurs composantes distinctes.
La méthode de calcul s’articule autour de la formule suivante :
ATRT = Capacité de transport × (TCS + TCR × NTR + TCL) + TS
Cette formule décompose le coût en deux blocs :
- D’une part, les termes liés à la capacité d’acheminement (réseau principal et régional),
- D’autre part, le terme de stockage.
La capacité de transport elle-même se calcule selon la formule CAR × Zi × A, où CAR représente la Consommation Annuelle de Référence, Zi le coefficient de zone géographique et A le coefficient d’ajustement.
Le terme de stockage (TS), aussi appelé terme tarifaire de stockage, intègre quant à lui la modulation hivernale : TS = Terme tarifaire de stockage × Modulation hivernale, cette dernière étant définie par Capacité de transport − (CAR/365).
TCS, TCR, TCL : décryptage des composantes
Trois termes tarifaires structurent le calcul de l’ATRT et reflètent les différentes étapes du parcours du gaz dans le réseau.
- Le TCS (Terme de Capacité de Sortie) correspond au péage d’accès au réseau principal. Il marque l’entrée du gaz sur le système de transport national et s’applique uniformément, quelle que soit la localisation. Au 1er avril 2025, ce terme s’établit à environ 123,58 €/MWh/j pour NaTran, avec une baisse de 0,67 % par rapport à 2024.
- Le TCR (Terme de Capacité de Transport régional) reflète l’utilisation du réseau régional et varie selon le niveau de tarif régional (NTR), compris entre 0 et 10. Ce coefficient traduit la distance et la complexité d’acheminement jusqu’au point de livraison. Les valeurs typiques oscillent autour de 95,85 €/MWh/j pour NaTran et 100,71 €/MWh/j pour Teréga en 2025, avec une diminution de 0,55 % à 1,85 % selon l’opérateur.
- Le TCL (Terme de Capacité de Livraison) matérialise le coût de la dernière étape, au niveau du point de livraison final. Il existe deux variantes : TCL industriels (environ 36,49 €/MWh/j) et TCL PITD pour les points d’interface transport-distribution (environ 65,94 €/MWh/j au 1er avril 2025), en baisse de 1,85 % par rapport à 2024.
Capacités d’acheminement et de livraison
La capacité de livraison constitue le socle du calcul tarifaire. Elle traduit le volume maximal journalier que l’entreprise peut soutirer, exprimé en MWh/jour.
Cette capacité souscrite détermine directement le montant de l’ATRT, indépendamment de la consommation effective.
Prenons l’exemple d’une entreprise consommant 15 GWh annuels, raccordée au réseau NaTran avec un NTR de 3. Après application de la hausse de 3,41 % au 1er avril 2026, le calcul s’établit ainsi :
- Capacité de transport : (15 000 MWh × 0,26 × 1,0) = 3 900 MWh/j
- Termes réseau principal et régional : (127,80 + 99,13 × 3 + 58,55) × 1,0341 = 492,36 €
- Montant capacité : 3 900 × 492,36 / 12 = 159 918 €/an
- Terme de stockage : selon modulation hivernale et TTS à 331,44 €/MWh/j (2025)
Cette variation de +3,41 % entre 2025 et 2026 résulte de l’application de la formule d’évolution Z = IPC + k, où :
- IPC représente l’inflation,
- k un ajustement de 3 % fixé par la CRE.
Capitole Énergie accompagne les entreprises dans l’analyse de ces mécanismes tarifaires et compare les offres des fournisseurs pour identifier les leviers d’optimisation budgétaire.
Cadre réglementaire et révisions ATRT8
Processus de fixation par la Commission de Régulation de l’Énergie ( CRE)
La Commission de Régulation de l’Énergie fixe les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz pour une période quadriennale, après consultation des gestionnaires de réseaux (NaTran et Teréga) et des acteurs nationaux du secteur.
Le processus s’appuie sur une analyse approfondie de la comptabilité des opérateurs et de l’évolution prévisible des charges d’exploitation et d’investissement.
Entre février et septembre 2023, la CRE a organisé cinq ateliers thématiques ouverts au public, suivis d’une consultation publique ayant recueilli 36 réponses.
Cette démarche garantit la transparence du dispositif et l’équilibre entre rémunération des gestionnaires et protection des consommateurs professionnels.
Cycles quadriennaux et révisions annuelles
L’ATRT8 est entré en vigueur le 1ᵉʳ avril 2024 pour une durée de quatre ans, s’étendant jusqu’en 2027.
La délibération tarifaire prévoit une mise à jour annuelle de la grille tarifaire au 1er avril de chaque année, permettant d’ajuster les termes en fonction de l’inflation et des écarts constatés via le mécanisme CRCP (Compte de Régularisation des Charges et Produits).
Une clause de rendez-vous à mi-période, activable après deux ans, autorise un réexamen de la trajectoire tarifaire pour 2026 et 2027 en cas de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires impactant significativement les charges nettes d’exploitation. Ce cadre offre une visibilité tarifaire tout en préservant la capacité d’adaptation aux évolutions du marché.
ATRT8 : paramètres en vigueur jusqu’en 2027
Au 1er avril 2026, la CRE a fixé une augmentation de +3,41 % des termes tarifaires pour les réseaux de NaTran et Teréga, conformément à sa délibération du 16 décembre 2025.
Cette hausse, qui s’applique à l’ensemble des composantes (TCS, TCR, TCL), résulte principalement de l’indexation sur l’inflation et des ajustements liés aux obligations de réduction des émissions de méthane imposées par la réglementation européenne.
→ Voir notre article Augmentation ATRT pour une analyse détaillée de l’évolution.
ATRT, ATRD, ATS : distinction des tarifs d’acheminement
Le marché gazier français repose sur trois systèmes tarifaires réglementés par la CRE, chacun finançant un segment distinct de l’infrastructure.
| Tarif | Périmètre | Opérateurs | Fonction |
|---|---|---|---|
| ATRT | Transport haute pression | NaTran (ex-GRTgaz), Teréga | Acheminement du gaz depuis les points d’entrée (frontières, terminaux méthaniers) jusqu’aux réseaux de distribution ; représente environ 5 % de la facture professionnelle |
| ATRD | Distribution du gaz | GRDF (95 % du territoire), ELD (5 %) | Livraison du gaz depuis le réseau de transport jusqu’au site de consommation ; pèse environ 20 % sur la facture d’un professionnel chauffé au gaz (selon consommation) |
| ATS | Stockage souterrain de gaz et terminaux méthaniers | Storengy, Teréga, Géométhane (stockage) ; opérateurs terminaux GNL | Sécurisation de l’approvisionnement via stockages et regazéification du GNL ; compensation intégrée au tarif ATRT via le terme tarifaire stockage (TTS) |
Transport versus distribution : périmètres distincts
L’ATRT finance le réseau de transport haute pression, géré par NaTran et Teréga, qui achemine le gaz sur de longues distances depuis les points d’interconnexion européens ou les terminaux méthaniers. Ce tarif, révisé annuellement au 1er avril dans le cadre de l’ATRT8 (2024-2027), intègre les coûts de maintenance, d’investissement et de transition énergétique (injection biométhane).
L’ATRD couvre la distribution locale, assurée majoritairement par GRDF sous le régime ATRD7 (2024-2027). Les révisions tarifaires interviennent chaque 1er juillet. Pour les entreprises, ce poste varie selon le profil de consommation, le niveau de tarif régional (NTR) et la localisation géographique.
Le tarif ATS régule l’utilisation des infrastructures de stockage souterrain de gaz (aquifères, cavités salines) et des terminaux méthaniers. Contrairement à l’ATRT et l’ATRD, l’ATS fonctionne selon un mécanisme de compensation : les capacités sont commercialisées aux enchères, et l’écart entre les recettes et le revenu régulé des opérateurs est compensé par le terme tarifaire stockage (TTS), intégré à l’ATRT.
Le TTS a bondi à 398,08 €/MWh/j/an (vs 331,44 €/MWh/j/an en 2025), reflétant les tensions sur la sécurité d’approvisionnement.
Capitole Énergie compare les offres des fournisseurs et analyse l’impact de ces composantes tarifaires sur vos contrats professionnels, afin d’identifier les arbitrages les plus pertinents selon votre profil de consommation.
Impact ATRT sur les factures professionnelles en 2026
Cette hausse de +3,41 % s’explique principalement par l’inflation mesurée via l’indice des prix à la consommation (IPC), le mécanisme de régularisation des charges et produits (CRCP), ainsi que de nouvelles obligations réglementaires liées à la réduction des émissions de méthane sur les infrastructures gazières.
Concrètement, l’impact sur les factures de gaz professionnelles restera indirect et limité.
Le tarif ATRT représente une part relativement faible de la facture totale, estimée à environ 5 % par la CRE.
Le reste se répartit entre le coût de fourniture (molécule, abonnement, CEE), l’acheminement via l’ATRD et les taxes (accise, CTA, TVA).
La hausse moyenne annoncée se répercutera donc sur cette composante tarifaire, sans bouleverser l’équilibre global des coûts énergétiques.
Mécanismes d’apurement CRCP
Le mécanisme de Compte de Régularisation des Charges et Produits (CRCP) joue un rôle central dans l’ajustement annuel de l’ATRT.
Il permet de compenser les écarts entre les recettes réellement perçues par les gestionnaires de réseaux et les charges effectives supportées sur la période tarifaire précédente.
En 2026, le CRCP contribue à la hausse observée en intégrant les déséquilibres constatés en 2024–2025, notamment liés à la baisse des volumes transportés et à l’évolution des investissements infrastructurels.
Ce dispositif garantit la soutenabilité financière du système de transport tout en lissant les variations tarifaires dans le temps.
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FAQ : ATRT gaz
Quelle part de l'ATRT dans ma facture ?
Le tarif d’utilisation des réseaux de transport représente environ 5 % de votre facture de gaz. Cette contribution finance les activités des gestionnaires NaTran et Teréga, couvrant l’exploitation, la maintenance et la modernisation des infrastructures de transport. L’impact reste modeste comparé aux coûts de fourniture (environ 50 %) et aux taxes (environ 25 %), mais son évolution annuelle mérite d’être suivie dans votre stratégie d’achat.
Le tarif ATRT baisse-t-il parfois ?
Oui, bien que rare. Au 1er avril 2025, les termes de l’ATRT8 ont connu une diminution moyenne de 1,02 %, avec des baisses spécifiques de 0,67 % sur le réseau principal et de 0,55 % à 1,85 % sur les réseaux régionaux. Cette baisse résultait d’un ajustement entre l’inflation réelle 2024 (1,85 %) et les prévisions initiales (2,50 %). Cependant, la tendance structurelle reste haussière : une hausse moyenne de 3,41 % est prévue au 1er avril 2026.
EDF répercute-t-il intégralement la hausse 2026 ?
Les évolutions de l’ATRT s’appliquent uniformément à tous les fournisseurs, y compris EDF, puisqu’il s’agit d’un tarif régulé fixé par la CRE. La répercussion dépend des clauses contractuelles de votre contrat de fourniture. Certains contrats incluent une clause de non-révision des tarifs d’acheminement, neutralisant l’impact. Capitole Énergie compare les offres du marché pour identifier les contrats les plus protecteurs selon votre profil de consommation.
Que finance cette taxe ?
Investissements de développement et modernisation
Les infrastructures de transport nécessitent des investissements substantiels pour accompagner la transition énergétique. La CRE estime entre 6 et 9,7 milliards d’euros les besoins d’adaptation des réseaux d’ici 2050 pour accueillir les gaz décarbonés.
Ces investissements couvrent l’adaptation technique des canalisations, le renforcement des capacités d’injection, et la modernisation des stations de compression. L’effort annuel, compris entre 200 et 300 millions d’euros, reste mesuré face aux 1,3 milliard actuellement investis, tout en permettant une montée en puissance progressive vers la neutralité carbone 2050.
Soutien à l’intégration du biométhane
L’ATRT8 intègre explicitement le financement des adaptations nécessaires à l’injection de biométhane dans les réseaux de transport. Depuis le 1er janvier 2026, le dispositif des Certificats de Production de Biogaz (CPB) complète ce cadre en créant une obligation pour les fournisseurs, accélérant ainsi le développement de la filière française.
Ces mécanismes visent à atteindre les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie : 14 à 22 TWh de biométhane injecté d’ici 2028, contribuant directement à la trajectoire de neutralité carbone 2050.
Liste : quelles sont les ELD gaz ?
Cette liste regroupe les principales Entreprises Locales de Distribution (ELD) de gaz en France, couvrant à la fois les grandes villes, les zones rurales et les territoires frontaliers.
| Nom ELD | Ville / Zone |
|---|---|
| Barr Énergies / Gaz de Barr | Barr |
| Régie de Bazas | Bazas |
| Régie Gaz & Électricité Bonneville | Bonneville |
| Caléo / GBWR | Guebwiller |
| GEDIA | Dreux |
| Gascogne Énergies Services | Sud-Ouest |
| Gazelec | Péronne |
| GérédIS / Séolis | Deux-Sèvres (élec + gaz) |
| GreenAlp (ex GEG) | Grenoble |
| Hunelec / Trois-Frontières Distribution Gaz | Huningue |
| ESL | Lannemezan |
| URM / RESEDA | Metz |
| Primeo RD (ex EBM) | Saint-Louis / Alsace |
| Régaz Bordeaux | Bordeaux |
| R-GDS | Strasbourg |
| Sorégies / SRD Énergies | Vienne |
| SOREA | Maurienne |
| Synelva / RSEIPC | Chartres |
| Vialis Gaz | Colmar |
Quel est le montant du TTS, Terme tarifaire de stockage ?
| Année | TTS (€/MWh/J/an) |
|---|---|
| 2020 | 78,63 |
| 2021 | 185,11 |
| 2022 | 261,08 |
| 2023 | 186,7 |
| 2024 | 139,07 |
| 2025 | 331,44 |
| 2026 | 398,08 |
Avis
