ATS gaz : Coût du stockage du gaz en France en 2026

Par Florian Tostivint

Responsable éditorial Energie

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L'Accès des Tiers aux Stockages est le tarif régulé qui permet de financer les infrastructures de stockage du gaz naturel en France. La majeure partie du gaz utilisé par les Français est importée puis stockée dans des réserves réparties tout au long du réseau national. Les frais de stockage pour un foyer moyen chauffé au gaz peuvent représenter un montant annuel allant de 34 € à 69 €, au Prix repère du gaz actuel.

Montant de l'ATS 3 en 2026

L'ATS 3 est le cadre tarifaire pluriannuel du stockage souterrain de gaz naturel en France pour la période 2024 – 2027. La Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) fixe une trajectoire de revenus autorisés sur quatre ans, puis procède à des mises à jour annuelles (au 1^er avril, en cohérence avec la saison gazière et les calendriers de commercialisation des capacités).

L'ATS est payé par tous les consommateurs. Il est intégré dans le prix du kWh de gaz facturé par le fournisseur.

Concrètement, l'ATS 3 agrège trois familles de coûts :

• les charges nettes d'exploitation (personnel, maintenance, énergie, consommables, prestations, sûreté) ;
• les charges de capital (rémunération des actifs régulés, amortissements, coût du financement), et un volet investissements qui vient préparer la sécurité et l'adaptation du système ;
• les mécanismes incitatifs (qualité de service, maîtrise des budgets, performance des enchères, trajectoire de R&D) et l'apurement du Compte de Régularisation des Charges et Produits (CRCP), qui corrige a posteriori les écarts entre prévisions et réalité.

La structure de tarification repose sur le fait que le stockage finance une flexibilité saisonnière, donc il pèse davantage sur les profils qui sollicitent cette flexibilité, c'est-à-dire les logements chauffés au gaz qui consomment surtout et beaucoup quand il fait froid.

Ainsi par exemple :

• Pour un foyer qui ne se chauffe pas au gaz mais l'utilise pour cuisiner ou produire son eau chaude sanitaire, l'ATS coûte en moyenne 0,00198 €/kWh, mais suit une fourchette pouvant aller de 0,00131 € à 0,00242 € par kilowattheure. Avec une consommation annuelle de référence de 3075 kWh, cela représente entre 4 € et 7,4 € par an sur la facture TTC au Prix repère du gaz actuel.
• Pour un foyer qui se chauffe au gaz, l'ATS coûte en moyenne 0,00519 €/kWh et peut aller de 0,00316 € à 0,00638 € par kilowattheure. Pour une consommation annuelle de référence de 10882 kWh, cela équivaut à entre 34,4 € et 69,4 € par an sur la facture TTC au Prix repère actuel.

L'ATS est facturé en plus de l'Accès des Tiers aux réseaux de transport et de distribution.

Que finance l'ATS 3 sur la période 2024 – 2027 ?

Le gaz est principalement consommé durant l'automne et l'hiver, lorsque les températures chutent. Sans stockage, il faudrait surdimensionner les importations, les terminaux méthaniers et les interconnexions pour quelques dizaines de jours par an, ce qui coûterait encore plus cher. Le stockage permet d'injecter du gaz quand il est disponible (et souvent moins cher) au printemps et en été, puis le soutirer rapidement lors des pointes hivernales, quand la demande explose.

L'ATS finance à la fois un service et des biens très concrets : des puits d'injection et de soutirage, des compresseurs, des installations de traitement et de mesure, des systèmes de contrôle-commande, des opérations de maintenance lourde, des dispositifs de sûreté et de cybersécurité, et des programmes d'investissement qui évitent le vieillissement accéléré d'actifs parfois anciens.

La logique régulatrice de l'ATS combine un revenu et des mécanismes incitatifs qui récompensent ou pénalisent la performance. Elle entend d'un côté, assurer que ces sites nécessaires à la sécurité d'approvisionnement restent disponibles et remplissables ; de l'autre, éviter qu'un monopole naturel ne gonfle ses coûts aux dépens du consommateur.

Comment la CRE détermine-t-elle les tarifs de l'ATS ?

La CRE détermine l'ATS en raisonnant d'abord en « revenu autorisé » pour les opérateurs, puis en « terme tarifaire » qui permet de collecter ce revenu auprès des utilisateurs. Ce sont les fournisseurs de gaz qui collectent l'ATS au travers des factures de gaz puis le reversent aux gestionnaires du réseau de transport, NaTran et Teréga. Ces gestionnaires répercutent ensuite les sommes vers les opérateurs de stockage (Storengy, Teréga et Géométhane) selon les règles prévues par la régulation.

Le revenu autorisé s'appuie sur des trajectoires pluriannuelles de charges (exploitation, capital, investissements) définies dans la décision cadre, puis ajustées chaque année selon une méthode publiée : indexation à l'inflation (réelle vs prévisionnelle), apurement du CRCP (pour régulariser les écarts), et prise en compte d'éléments de performance (bonus/malus) lorsque la régulation incitative s'applique.

En 2026, la CRE a proposé un revenu autorisé mis à jour à 862,1 M€, en intégrant en plus des enveloppes dédiées aux obligations du règlement méthane (charges d'exploitation additionnelles sur quatre ans, investissements prévisionnels et couverture via CRCP).

Investissements nécessaires

L'ATS finance des investissements de maintien (renouvellement, mise en conformité, maintenance préventive lourde) autant que des investissements d'adaptation (cybersécurité, réduction des émissions, compatibilité avec des gaz de composition différente, capacité de modulation).

Le stockage de gaz repose sur des actifs longs, chers, et soumis à des contraintes de sécurité très strictes : têtes de puits, tubages, systèmes de compression, traitements, instrumentation, contrôle-commande, intégrité des cavités, et parfois raccordements à renforcer. Même si la France consomme de moins en moins de gaz, ces actifs doivent être maintenus parce que la sécurité d'approvisionnement se joue sur les pointes, pas sur la moyenne annuelle.

Qualité de service, sécurité et continuité d'acheminement

Le stockage n'est utile que s'il est disponible quand le système en a besoin, c'est-à-dire lors des séquences de froid ou des aléas d'approvisionnement. Il sert à éviter des risques coûteux (pannes, indisponibilités en hiver, incidents de sûreté) pour les ménages et les entreprises.

Transition énergétique

Si d'un côté, la consommation de gaz recule en France sous l'effet des prix, de la sobriété, de l'électrification et d'une production électrique moins dépendante du gaz ; de l'autre, le système gazier doit se transformer pour accueillir des molécules moins carbonées. Cela change la nature même des dépenses à financer.

D'abord, la montée du biométhane multiplie les points d'injection et impose de mieux gérer la qualité du gaz (impuretés, teneurs variables) et les flux. Ensuite, l'hydrogène et les mélanges H₂/CH₄ posent des questions de matériaux, d'étanchéité, de compatibilité des équipements et de sécurité. Enfin, l'exigence environnementale devient un poste tangible : la réduction des émissions de méthane se traduit désormais par des campagnes de détection, des capteurs, des procédures, des réparations rapides, et des investissements dédiés, explicitement pris en compte dans les dernières mises à jour du cadre ATS 3.

Maîtrise des coûts

La CRE fixe des trajectoires de dépenses pluriannuelles et introduit des mécanismes incitatifs pour que les opérateurs aient intérêt à faire mieux que ces trajectoires. Les gains de productivité peuvent être conservés en partie par l'exploitant, tandis que les dérives injustifiées restent à sa charge.

• Les grands projets d'investissement sont encadrés par des budgets-cibles assortis de primes ou de pénalités si les coûts s'écartent d'un couloir prédéfini.
• Chaque année, le compte de régularisation des charges et produits (CRCP) corrige les hypothèses trop optimistes ou trop pessimistes, notamment sur les postes volatils comme l'énergie. L'utilisateur n'est donc pas censé payer durablement pour une prévision erronée, et les aléas conjoncturels ne se transforment pas en rente.
• À cela s'ajoute un contrôle direct de la CRE, qui audite, questionne et peut réduire des demandes jugées surestimées en matière de personnel, de maintenance ou de prestations externes. Une incitation à la qualité de service complète le dispositif afin que la recherche d'économies ne se fasse jamais au détriment de la disponibilité des stockages.
• Enfin, la régulation encourage la performance commerciale : des bonus liés aux enchères de capacités poussent les opérateurs à proposer des produits attractifs et des calendriers lisibles pour maximiser le remplissage des sites, condition première de la sécurité d'approvisionnement hivernale.

Comment les enchères de capacités de stockage affectent-elles les tarifs finaux pour les consommateurs ?

Les capacités de stockage sont commercialisées par enchères, avec une logique très concrète : vendre des droits d'injection et de soutirage pour la saison gazière à des expéditeurs/fournisseurs, afin d'assurer le remplissage et la disponibilité en hiver. Les recettes d'enchères viennent en déduction du besoin de compensation tarifaire, c'est-à-dire qu'elles réduisent ce que le tarif doit collecter auprès de l'ensemble des utilisateurs pour atteindre le revenu autorisé.

Autrement dit, plus les enchères rapportent (toutes choses égales par ailleurs), moins il y a à prélever via le mécanisme tarifaire, donc moins la pression est forte sur la facture. À l'inverse, si la demande de stockage est faible (par exemple si les spreads été/hiver se resserrent, si la consommation baisse, ou si les acteurs anticipent un hiver doux), les recettes d'enchères peuvent diminuer et la compensation remonte.

Qui sont les opérateurs de stockage en France ?

Teréga, Storengy et Géométhane sont les trois opérateurs de stockage souterrain en France.

Au-delà de la gestion de sites, ils assurent la disponibilité de capacités d'injection et de soutirage, maintiennent l'intégrité des ouvrages, coordonnent l'exploitation avec les gestionnaires de transport.

Le stockage souterrain est un monopole naturel : on ne construit pas facilement un site concurrent à côté d'un aquifère ou d'une cavité saline existante, et l'utilité collective du stockage (sécurité d'approvisionnement) justifie une forme d'obligation de service. La régulation est nécessaire pour garantir aux opérateurs une couverture des coûts efficaces et une rémunération normale des capitaux investis, tout en contrôlant les trajectoires, et à intégrer des obligations nouvelles (par exemple environnementales).

Teréga

Teréga est un acteur historique du Sud-Ouest, avec un rôle à la fois de transporteur et d'opérateur de stockage. Côté stockage, ses sites emblématiques (comme Lussagnet dans les Landes et Izaute dans le Gers) sont typiquement associés aux stockages aquifères, donc à la modulation saisonnière.

Storengy

Storengy, filiale d'Engie, est le principal opérateur de stockage souterrain en France (environ 100 TWh) et l'un des leaders européens. En France, son portefeuille couvre à la fois des aquifères (grands volumes) et des cavités salines (forte réactivité), ce qui lui donne un rôle structurel dans l'équilibre national.

Les sites gérés par Storengy incluent notamment Chémery, Beynes, Étrez, Saint-Illiers-la-Ville, et d'autres sites répartis sur le territoire.

Géométhane

Géométhane, société conduite par Géostock, exploite le site de stockage souterrain de Manosque, qui est une cavité saline.

Les stocks de gaz en France en temps réel

Le stock en temps réel correspond au volume de gaz effectivement présent dans les stockages souterrains (gaz en stock), comparé à la capacité dite « utile » (working gas). En France, la capacité utile est de 133,4 TWh, soit un peu moins d'un tiers de la consommation annuelle nationale. Les réserves françaises permettent aussi un soutirage maximal de 2 196 GWh par jour.

Données à jour du 25/01/2026. Source : Terega et Storengy.

Au 25/01/2026, les stocks de gaz de la France sont remplis à 35,89%, soit 44714 GWh sur une capacité totale de 124600 GWh.

En hiver, ces réserves peuvent couvrir une part majeure de la consommation, jusqu'à 51 % lors des périodes tendues, ce qui montre que le stockage est autant un outil économique (arbitrage saisonnier) qu'un outil de sûreté énergétique. Le stockage revêt une vraie fonction d'équilibrage entre l'offre et la demande de gaz en fonction des saisons.

A noter que la délivrabilité n'est pas une constante : elle varie selon la pression, la géologie et le niveau de remplissage. C'est précisément pour cela qu'un stock à 40 % n'a pas la même valeur opérationnelle qu'un stock à 90 % : en dessous de certains seuils, la capacité à sortir vite se réduit, et le système devient plus dépendant des importations instantanées. C'est aussi un indicateur de marché : une campagne d'injection estivale réussie se traduit souvent par un meilleur amortisseur face aux chocs de prix hivernaux, tandis qu'un remplissage en retard accroît la sensibilité du pays aux aléas géopolitiques, aux indisponibilités techniques et aux vagues de froid. D'où l'importance d'une commercialisation efficace des capacités, encadrée par la CRE, pour que le remplissage ne dépende pas uniquement de décisions opportunistes de court terme.

Comment stocke-t-on le gaz ?

Le stockage de gaz naturel en France est majoritairement souterrain, parce que c'est la solution la plus efficace en coût par kWh stocké, et la plus réaliste pour des volumes saisonniers. L'idée est de transformer des structures géologiques en réservoirs pressurisés, puis d'utiliser des puits et des équipements de surface pour injecter (comprimer et envoyer dans le sous-sol) et soutirer (laisser remonter sous pression et acheminer vers le réseau).

Deux grandes familles dominent : les aquifères et les cavités salines. Elles n'offrent pas le même service : les aquifères servent surtout la modulation saisonnière (beaucoup de volume, moins de réactivité), tandis que les cavités salines apportent une flexibilité rapide (injection/soutirage vite, volumes généralement plus limités).

• Dans des structures géologiques aquifères : ce sont des formations poreuses initialement remplies d'eau, dans lesquelles on injecte du gaz sous pression pour remplacer une partie de l'eau, avec des cycles adaptés à la modulation saisonnière et des volumes importants pour sécuriser l'hiver.
• Dans des cavités salines : ce sont des cavités créées par lessivage du sel, très étanches, permettant des injections et soutirages rapides, particulièrement utiles pour répondre aux pointes de consommation et aux aléas, même si les volumes unitaires sont souvent plus modestes.

À cela s'ajoutent des stockages en gisements déplétés (anciens gisements), et des stockages de GNL en cuves de terminaux.

Le stockage souterrain a une empreinte environnementale principalement concentrée sur trois sujets : l'eau, les effluents, et les émissions fugitives de méthane. Pour les aquifères, l'enjeu est la maîtrise des interactions avec les formations aquifères : l'injection et le soutirage modifient les pressions et peuvent impliquer des mouvements d'eau, d'où l'importance des barrières géologiques (couches imperméables), de l'intégrité des puits (cimentation, tubages), et de la surveillance. Pour les cavités salines, l'impact le plus visible est la production de saumure lors du lessivage ou de certaines opérations, qui doit être gérée selon des règles strictes pour éviter tout impact sur les milieux aquatiques. Le troisième sujet, commun aux deux, est le méthane : même si le sous-sol est conçu pour être étanche, les émissions se produisent surtout en surface (vannes, joints, compresseurs, opérations de maintenance).

Évolution du coût et des orientations de l'ATS

Ce n'est que depuis 2018 que les revenus des opérateurs de stockage de gaz sont régulés par des mécanismes introduits par la loi (articles L. 421-3-1 à L. 421-10 et L. 452-1 du Code de l'énergie). Et depuis, les coûts ont nettement augmenté.

L'évolution du coût de l'ATS s'explique par une addition de facteurs structurels :

• D'abord, les infrastructures vieillissent et nécessitent des programmes de rénovation et de maintenance plus lourds.
• Ensuite, le contexte financier influence directement les charges de capital à couvrir, parce que l'activité est intensément capitalistique.
• Troisième facteur : l'adaptation à la transition énergétique, qui n'est pas gratuite (qualité du gaz, instrumentation, R&D, compatibilité, réduction du méthane).
• La bombe à retardement de la baisse de la consommation, qui réduit l'assiette sur laquelle on répartit les coûts fixes du système, ce qui peut mécaniquement pousser des termes unitaires à la hausse, même si la facture totale d'un ménage baisse parce qu'il consomme moins.
• Enfin, la réglementation elle-même évolue : elle peut ajouter des incitations, corriger des dérives, ou intégrer de nouvelles obligations.

Extrait de la délibération de la CRE au sujet de l'ATS3

Quel avenir pour le stockage de gaz en France ?

La consommation de gaz tend à reculer sous l'effet de la sobriété, de l'efficacité énergétique et de l'électrification, tandis que le système doit intégrer davantage de biométhane et, à terme, possiblement de l'hydrogène.

Ces évolutions interrogent la taille du parc et la nature des services attendus : certaines cavités salines, très réactives, pourraient devenir centrales pour gérer un mix plus variable, alors que des aquifères conçus pour la modulation saisonnière massive verront sans doute leur rôle évoluer. Les opérateurs étudient déjà des conversions partielles des infrastructures : injection de mélanges contenant de l'H₂, valorisation pour le stockage de CO₂, ou nouveaux services industriels.

Cette diversification répond aussi à une contrainte économique : la baisse structurelle des volumes fossiles impose de préparer des relais d'activité sans affaiblir la mission première de sécurité d'approvisionnement, tant que le gaz reste un pilier du chauffage et de l'industrie. L'hydrogène soulève en effet des enjeux d'étanchéité, de compatibilité des matériaux et de maîtrise des risques ; et le CO₂ pose des questions de pureté, de phase et de surveillance longue durée.