GUIDE · ATRT 8
Zonage et tarifs
↳ la carte sous le tarif
La géographie de l'ATRT 8 : périmètres GRTgaz et Teréga, types de points d'interface, structure des termes de capacité et de soutirage. Comment se composent les coefficients pour un site donné.
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Pourquoi une géographie tarifaire
Sur le marché de gros, tout le gaz français se négocie au même prix depuis 2018 — c'est la promesse de la zone TRF unifiée. Mais le transport physique, lui, garde une réalité géographique : acheminer une molécule de Dunkerque à Marseille ne coûte pas la même chose que l'acheminer de Lacq à Bayonne. Le tarif d'accès au réseau de transport reflète cette réalité industrielle, en distinguant des zones tarifaires correspondant à des contraintes physiques différentes.
Pour un courtier, la conséquence pratique est simple mais à intégrer : deux sites de même consommation, sur deux zones de transport différentes, ne paient pas exactement le même ATRT. L'écart est généralement modéré — quelques pour cent — mais il existe, et il doit être pris en compte dans une cotation rigoureuse. Le fournisseur le fait pour vous sur la facture ; le courtier, lui, doit le savoir pour comparer des offres ou expliquer une variation.
Les deux périmètres opérateurs
Premier découpage, celui qu'on a déjà posé dans les principes : la France de transport est partagée en deux opérateurs, GRTgaz et Teréga, avec des grilles tarifaires distinctes mais coordonnées par la CRE dans le cadre ATRT unique.
| Opérateur | Périmètre géographique | Linéaire approximatif |
|---|---|---|
| GRTgaz | Majorité du territoire métropolitain hors Sud-Ouest | ~ 32 000 km |
| Teréga | Sud-Ouest (région historique de Lacq, Pyrénées, interconnexions Espagne) | ~ 5 000 km |
Pour un site donné, la grille applicable est celle de l'opérateur qui transporte physiquement le gaz vers le point d'interface dont dépend le site. Aucune décision côté courtier : la cartographie est fixée par la géographie du réseau.
Les types de points d'interface
L'ATRT applique des tarifs différents selon où le gaz quitte le réseau de transport. Trois grandes familles de points structurent la grille.
Le cas de loin le plus fréquent en courtage B2B. C'est le point où le gaz quitte le réseau de transport haute pression pour entrer dans le réseau de distribution (GRDF ou ELD), qui l'achemine ensuite jusqu'au site final. Pour un site B2B classique — bureau, commerce, atelier raccordé à la distribution — c'est cette catégorie qui s'applique pour la composante ATRT en cascade.
Pour les très gros sites raccordés directement au réseau de transport, sans passer par la distribution. Cimenteries, verreries, chimie lourde, centrales gaz. Beaucoup moins fréquent en courtage classique — quelques centaines de sites en France. La tarification est plus complexe et fait l'objet de contrats de capacité spécifiques.
Pour les stockages souterrains (Storengy, Teréga Stockage). Très éloigné du périmètre courtage classique. Mentionné ici pour mémoire — un courtier n'est généralement pas confronté à ce point, mais il en entend parfois parler dans une discussion de marché.
Pour la quasi-totalité des cotations B2B classiques, vous resterez sur la mécanique PITD. C'est elle qu'on détaille dans le reste de cette page et dans la page suivante.
Le zonage interne aux deux opérateurs
Chacun des deux gestionnaires découpe son réseau en zones de transport, pour refléter les contraintes physiques internes au périmètre qu'il opère. Le nombre exact de zones et leur cartographie précise évoluent au fil des révisions tarifaires et des évolutions du réseau ; ce qu'il faut retenir, c'est la logique.
Côté GRTgaz, on distingue typiquement plusieurs zones d'équilibrage de transport, qui correspondent à des grandes régions hydrauliques du réseau. Une zone Nord, alimentée par les entrées de Dunkerque et de Taisnières (interconnexion belge). Une zone Sud, alimentée principalement par le terminal de Fos-sur-Mer et les flux Nord-Sud internes. Et des sous-découpages d'arrivée ou de sortie selon les contraintes locales.
Côté Teréga, le découpage interne est plus simple, le périmètre étant plus restreint. Le tarif tient compte des entrées (interconnexion espagnole, flux entrants depuis GRTgaz) et des sorties vers la distribution locale.
Les deux grands termes du tarif
Quelle que soit la zone, le tarif applicable se compose des deux termes qu'on a posés dans les principes : un terme de capacité (fixe annuel par MWh/jour souscrit) et un terme de soutirage (variable par MWh effectivement consommé). Voyons-les un peu plus concrètement.
Le terme de capacité
C'est la part la plus structurante du tarif ATRT, surtout pour les sites à profil régulier. Elle s'exprime en €/MWh/jour/an : autrement dit, vous payez chaque année un montant fixe par unité de capacité souscrite. Si un site souscrit 10 MWh/jour de capacité, et que le terme est de X €/MWh/jour/an, la part fixe annuelle du transport ATRT vaut 10 × X.
L'ordre de grandeur typique du terme de capacité PITD est de quelques dizaines à plus de cent euros par MWh/jour/an selon la zone et l'opérateur. Il est plus élevé sur les zones les plus contraintes physiquement, plus modéré sur les zones les mieux alimentées.
Pour un site B2B raccordé à la distribution, la capacité ATRT est généralement calée sur la capacité distribution ATRD souscrite, transmise en cascade par le fournisseur. Le courtier n'a pas à arbitrer cette souscription pour l'ATRT — il doit en revanche vérifier que la capacité ATRD souscrite est bien calibrée, car c'est elle qui pilote indirectement le coût ATRT.
Le terme de soutirage
C'est la part variable, proportionnelle à la consommation effective. Elle s'exprime en €/MWh consommé. À chaque mégawattheure de gaz consommé, le client (et donc le fournisseur, qui répercute) paie en plus du terme de capacité ce montant unitaire.
L'ordre de grandeur typique du terme de soutirage est de quelques euros à une dizaine d'euros par MWh, selon la zone et l'opérateur. Modeste à l'unité, mais qui s'additionne vite sur un gros volume — sur un site qui consomme 5 000 MWh/an, même un terme de 5 €/MWh représente 25 000 € de soutirage annuel.
Contrairement au terme de capacité, le terme de soutirage suit la consommation réelle. Un site qui sous-utilise sa capacité paye quand même le terme fixe ; il n'utilise simplement pas autant la part variable. Cette asymétrie est centrale pour comprendre les arbitrages de souscription en aval.
Pourquoi les zones ont des tarifs différents
Les écarts inter-zones ne sont pas arbitraires : ils reflètent des coûts physiques. Une zone qui requiert plus de compression pour acheminer le gaz, ou qui est saturée pendant certaines périodes, supporte des coûts plus élevés. Une zone bien alimentée par plusieurs points d'entrée, avec peu de contraintes, supporte des coûts plus bas.
La CRE détermine la grille en faisant remonter, par chaque gestionnaire, ses coûts prévisionnels pour la période, puis en répartissant ces coûts entre les zones et entre les composantes (capacité, soutirage) selon une méthode régulée. C'est la structure tarifaire, distincte de l'évolution annuelle qui ajuste le niveau global pour suivre l'inflation et le CRCP.
Les composantes secondaires
À côté des termes principaux (capacité et soutirage), l'ATRT comporte des composantes plus marginales mais qu'il faut au moins savoir nommer.
Tarif appliqué aux points d'entrée du réseau (terminaux méthaniers, interconnexions transfrontalières). Acquitté par les expéditeurs qui injectent du gaz sur le réseau. Indirectement répercuté en cascade aux clients finaux via le prix de fourniture. Le courtier n'a généralement pas à le calculer ; il en hérite via le fournisseur.
Coûts liés au service d'équilibrage du réseau et, pour les très gros sites éligibles, possibilité de souscrire à une capacité interruptible (moins chère, mais coupable en cas de tension réseau). Outils plutôt mobilisés par les sites raccordés directement au transport — rare en courtage B2B classique.
Quand un site dépasse sa capacité ATRT souscrite, des pénalités s'appliquent. Calibrer la capacité revient donc à arbitrer : trop bas, on risque les pénalités ; trop haut, on paie pour rien. La calibration est en général gérée par le fournisseur sur la base de l'historique du site, mais le courtier peut interroger ce calibrage si la facture le surprend.
L'articulation avec l'ATRD côté client final
Pour fermer la boucle : sur un site B2B raccordé à la distribution, la facture acheminement totale agrège l'ATRT (en cascade, via le fournisseur) plus l'ATRD (perçu directement par le distributeur). Les deux composantes coexistent toujours pour un site raccordé à la distribution ; aucun des deux ne disparaît.
La part relative dépend du segment de consommation. Pour un petit site (segment T1-T2 côté distribution), la composante ATRD pèse beaucoup plus lourd que l'ATRT — proportionnellement, la « courte distance » coûte plus cher au kWh que la « longue distance ». Pour un site plus gros (T3-T4), la part ATRT remonte progressivement, sans jamais devenir majoritaire tant que le site reste raccordé à la distribution.
Sur la cotation interne, garder ATRT et ATRD séparés permet :
- D'isoler proprement l'impact d'une révision qui ne touche qu'un seul des deux tarifs (les calendriers de révision ATRT et ATRD ne sont pas identiques)
- D'expliquer une variation client en pointant la cause réelle
- De comparer des offres concurrentes sans biais d'agrégation
La page suivante, calcul pratique, montre comment ces composantes s'assemblent concrètement pour un site B2B donné, avec des exemples chiffrés.