Qu’est-ce que le FCAS ? Services australiens et mesure

FCAS signifie frequency control ancillary services. Ce sont les réserves achetées par l'Australian Energy Market Operator (AEMO) pour maintenir la fréquence du National Electricity Market (NEM) près de 50 Hz. Sur le continent australien, la plage normale d'exploitation est de 49,85 à 50,15 Hz. Après un incident crédible de production ou de charge, la Frequency Operating Standard exige que la fréquence reste entre 49,5 et 50,5 Hz et revienne dans la plage normale sous cinq minutes. Les fournisseurs FCAS réservent pour cela une marge de puissance à la hausse ou à la baisse, qu'AEMO active à chaque intervalle de dispatching de cinq minutes en même temps que l'énergie.

Il existe dix marchés FCAS. Les services très rapides, à une seconde, à la hausse et à la baisse ont démarré le 9 octobre 2023 avec la version 8.0 de la MASS, portant le total de huit à dix. La version actuelle de la Market Ancillary Services Specification (MASS) est la 8.2, entrée en vigueur le 3 juin 2024. Elle fixe les règles de commande, de mesure et de vérification citées ici par section et par tableau.

Les dix marchés FCAS du NEM

Une évaluation de contingence commence au moment de la perturbation de fréquence (FDT), quand la fréquence sort de la plage normale. Elle se termine au retour de la fréquence ou à la fin de la période maximale, selon ce qui survient d'abord. Un retour précoce libère aussi les services plus lents. Si la fréquence remonte au-dessus de 49,9 Hz moins de 1 s après FDT, le fournisseur n'a pas à fournir la hausse rapide, lente ou différée pour cet événement. Un retour sous 6 s libère les hausses lente et différée ; sous 60 s, la hausse différée. Les services à la baisse appliquent la même règle au seuil de 50,1 Hz (tableau 4 de la MASS).

Fonctionnement du FCAS : activation, prix et rémunération

Chaque marché FCAS est un marché spot à 5 minutes. Les fournisseurs s’enregistrent auprès d’AEMO pour chaque service et offrent des quantités en MW dans dix tranches de prix au maximum. Les prix des tranches sont figés à 12 h 30 AEST la veille ; les quantités peuvent faire l’objet de nouvelles offres. À chaque intervalle de dispatching, le National Electricity Market Dispatch Engine (NEMDE) active, par ordre de prix croissant, assez de chaque service pour couvrir le besoin d’AEMO, et co-optimise le résultat avec le dispatching de l’énergie. L’offre activée la plus chère fixe le prix d’équilibre de ce service dans cette région.

AEMO rémunère l’activation, et non l’énergie fournie. Pour chaque intervalle :

Rémunération = MW activés × prix d’équilibre ($/MW/h) ÷ 12

Une batterie activée pour 5 MW de hausse rapide pendant un intervalle dont le prix d’équilibre est de 12 $/MW/h perçoit 5 × 12 ÷ 12 = 5 $ pour cet intervalle, que la fréquence varie ou non. AEMO recouvre ce coût auprès des acteurs qui créent le besoin. Les coûts de la contingence à la hausse sont imputés aux producteurs au prorata de leur énergie injectée, et ceux de la contingence à la baisse aux consommateurs au prorata de leur énergie consommée, dans les régions concernées. Depuis le 8 juin 2025, les coûts de la régulation sont répartis par les Frequency Performance Payments, qui rémunèrent les unités qui soutiennent la fréquence et facturent celles qui la font dévier dans le mauvais sens. Ce mécanisme a remplacé le principe du causeur-payeur (« causer pays »).

Régulation et contingence

La régulation FCAS est commandée centralement. Le système de commande automatique de la production (AGC) d'AEMO transmet les signaux de hausse et de baisse par SCADA à un cycle régulier, généralement toutes les 4 s. Les quantités activées forment une plage autour de la référence de charge de l'installation ; l'AGC la déplace dans cette plage. Seule une unité dispatchée centralement, comme une unité de production programmée ou semi-programmée, une charge programmée ou une unité bidirectionnelle programmée, peut proposer la régulation, car l'AGC exige une puissance en MW pilotée centralement. Le système de commande transmet à AEMO sa quantité pilotée, ses indicateurs d'état et ses limites de hausse et de baisse toutes les 4 s, avec une latence d'au plus 8 s. Son retard de réponse de commande ne doit pas dépasser 150 s (section 7.4 de la MASS). L'offre minimale est le plus grand des deux chiffres : 1 MW ou 1 % du maximum enregistré.

Le FCAS de contingence relève de la commande locale. AEMO active d'avance une quantité ; l'installation répond ensuite à sa propre mesure de fréquence locale, sans autre instruction. Une installation activée pour les deux types de service additionne leurs demandes. La section 7.3 de la MASS demande au contrôleur d'installation d'ajouter la réponse de contingence à la demande AGC. Dans l'exemple MASS, une unité de 100 MW reçoit une consigne AGC de 102 MW et une réponse de contingence de 30 MW à 49,5 Hz : elle fonctionne donc à 132 MW.

Sens de la hausse et de la baisse

Une réponse à la hausse augmente la production ou diminue la consommation, ce qui fait remonter la fréquence. Pour une batterie, cela signifie décharger davantage ou charger moins. Une réponse à la baisse fait l'inverse.

La MASS fixe les signes. La « Generation Amount » est la puissance active injectée dans le réseau, positive en MW. La « Load Amount » est la puissance active prélevée sur le réseau, négative en MW. Le glossaire décrit la « Raise Response » comme une augmentation de la Generation Amount ou une diminution de la Load Amount par rapport à la valeur initiale avant FDT. Lorsqu'une charge physique diminue, sa Load Amount signée se rapproche pourtant de zéro : vérifiez donc le calcul selon la convention d'analyse approuvée, sans soustraire littéralement les termes du glossaire.

Les appareils d'un même site partagent rarement cette convention. Prenons un site qui importe 3,0 MW. Lors d'un événement à la hausse, sa batterie décharge 2,0 MW et l'import du site tombe à 1,0 MW. Selon la MASS, la Load Amount passe de −3,0 MW à −1,0 MW, soit une réponse à la hausse de 2,0 MW. Un compteur qui compte l'import comme positif enregistre +3,0 puis +1,0 MW. Une feuille de calcul qui soustrait ces valeurs sans conversion produit −2,0 MW, interprétables à tort comme une réponse à la baisse de 2,0 MW. Selon le fabricant, l'onduleur peut indiquer cette même décharge par +2,0 ou −2,0 MW. Avant le premier événement réel, commandez une décharge connue et suivez son signe à travers chaque interface jusqu'au fichier d'analyse.

Réponse statique et dynamique selon la MASS

Les ingénieurs qualifient souvent de « statique » le délestage par relais et de « dynamique » la réponse proportionnelle d'une batterie. La MASS emploie les termes « switching controller » et « variable controller ». En Grande-Bretagne, « dynamic » désigne une famille de services ; utilisez donc les types de régulateur MASS dans les documents de conception NEM.

Un régulateur à commutation fournit un bloc FCAS fixe quand la fréquence locale franchit son seuil (« Frequency Setting »). Sur le continent, le réglage par défaut vaut 49,8 Hz pour la hausse et 50,2 Hz pour la baisse. AEMO peut attribuer un seuil de hausse entre 49,80 et 49,60 Hz, ou de baisse entre 50,20 et 50,40 Hz. Il place les blocs commutés plus importants et les installations à meilleure disponibilité plus près de la plage normale. Le régulateur doit appliquer ce seuil avec une incertitude intrinsèque inférieure à 0,05 Hz (section 6.2.2 de la MASS). Les seuils par défaut de Tasmanie sont 49,00 et 51,00 Hz.

Un régulateur variable répond proportionnellement à l'écart de fréquence. Sa bande morte ne peut pas dépasser la plage normale : la réponse à la hausse commence au plus tard à 49,85 Hz et celle à la baisse à 50,15 Hz. Au-delà, la puissance suit la fonction de statisme.

Considérons une batterie activée pour 2 MW de hausse rapide, avec un bord de bande morte à 49,85 Hz et une pleine puissance à 49,5 Hz. Ce dernier point est la fréquence de référence continentale pour la hausse, au bord inférieur de la plage de confinement. Le gain vaut 2 MW ÷ 0,35 Hz = 5,7 MW/Hz. À 49,70 Hz, la batterie fournit 0,15 Hz × 5,7 MW/Hz = 0,86 MW de réponse à la hausse.

La MASS dimensionne les offres selon une rampe de fréquence définie, de 50 Hz jusqu'à la fréquence de référence. Sur le continent, la rampe standard descend à 0,125 Hz/s. Elle franchit 49,85 Hz à 1,2 s et atteint 49,5 Hz à 4,0 s ; la batterie ci-dessus atteint donc sa pleine puissance à 4 s plus ses propres retards. Le FCAS très rapide utilise une rampe rapide de 1 Hz/s. Elle franchit 49,85 Hz à 0,15 s et atteint 49,5 Hz à 0,5 s. À cette vitesse, chaque retard de 100 ms représente un cinquième de la rampe.

Les retards s'additionnent : acquisition et filtrage de fréquence, calcul du régulateur, liaison vers l'onduleur et rampe de celui-ci. La puissance est ensuite bornée par l'état de charge, l'onduleur et les limites du site. La liaison peut être sous-estimée : à 9 600 bauds, une écriture Modbus RTU de deux registres et sa réponse représentent 21 octets, soit environ 24 ms sur la ligne avant tout traitement des appareils. Une installation qui utilise les deux types de régulateur doit convenir avec AEMO de la manière de séparer leurs réponses (section 6.5.2 de la MASS).

Ressources distribuées sur les marchés de réponse en fréquence

Batteries, groupes et charges pilotables peuvent tous fournir du FCAS de contingence. La puissance offerte doit correspondre à ce que l'installation peut physiquement fournir pendant toute son activation (section 5.1 de la MASS). L'état de charge, les limites d'import et d'export du site, la puissance de l'onduleur, les contraintes du procédé et les autres modes d'exploitation réduisent cette quantité. Pour une batterie, l'énergie est généralement la limite. Maintenir 5 MW de hausse différée pendant toute la période d'évaluation de 600 s exige 5 MW × 600 s = 0,83 MWh au-dessus du SoC minimal, avant les pertes.

L'agrégation ajoute deux règles de mesure (section 5.3.3 de la MASS). Si une installation agrégée partage son point de raccordement avec une charge ou une production variable, le fournisseur doit mesurer directement le flux brut de l'installation participante. La puissance nette du site ne permet pas de distinguer la réponse d'une batterie du démarrage simultané d'un groupe froid. Le fournisseur doit aussi caler les données de chaque compteur sur l'instant réel de détection de la perturbation afin de pouvoir sommer les relevés de plusieurs sites.

Le tableau 5 assouplit l'échantillonnage des grandes agrégations. Un ensemble d'au moins 25 installations sans réponse inertielle, avec un retard initial d'au plus 500 ms, peut échantillonner à 100 ms pour le FCAS très rapide et à 200 ms pour le FCAS rapide. AEMO réduit alors la quantité enregistrée (sections 6.5.3 et 6.5.4). Pour le très rapide, lorsque l'échantillonnage dépasse 50 ms sans dépasser 100 ms, la réduction est de 5 % pour un régulateur variable et de 10 % pour un régulateur à commutation. Pour le rapide, une agrégation de 25 à 499 installations échantillonnant à plus de 50 ms mais au plus 200 ms subit une réduction de 5 %. Ainsi, un ensemble d'au moins 25 batteries domestiques à régulateur variable, échantillonnant à 100 ms et activé pour 3,0 MW de hausse très rapide, doit fournir au moins 3,15 MW.

Ces règles ont remplacé les démonstrations VPP. Dès juin 2019, AEMO permettait à des centrales virtuelles pilotes de fournir du FCAS rapide avec des mesures à 1 s à chaque point de raccordement. Cette mesure transitoire a pris fin le 30 juin 2023 (section 8.3 de la MASS).

Exigences de mesure FCAS

Le tableau 5 de la MASS v8.2 fixe la cadence d'échantillonnage de la fréquence locale et de la puissance selon le service et le type d'installation. La régulation impose seulement une exigence pour la puissance.

Une exception s'applique à la puissance d'un régulateur à commutation pour le FCAS rapide : elle peut être enregistrée toutes les 4 s si une autre mesure à 50 ms ou plus rapide fixe l'instant de fourniture.

Le même tableau fixe précision et enregistrement. Pour le FCAS très rapide et rapide, la fréquence locale exige une incertitude intrinsèque d'au plus 0,01 Hz et une résolution d'au plus 0,0025 Hz. Pour les services lent et différé, les valeurs permises sont 0,02 Hz et 0,01 Hz. La plage de fréquence doit couvrir au moins la bande de tolérance de fréquence en exploitation. La puissance exige une incertitude intrinsèque d'au plus 2 % et une résolution d'au plus 0,2 % sur la plage de mesure. Les enregistrements doivent commencer au moins 5 s avant FDT et durer 60 s après pour les services très rapide et rapide. Le service lent demande 20 s avant et 5 minutes après ; le service différé, 20 s avant et 10 minutes après. L'enregistrement doit se déclencher dès que la fréquence s'écarte de la « Trigger Range », qui commence à 0,2 Hz de part et d'autre de 50 Hz sur le continent et à 0,8 Hz en Tasmanie. Toutes les mesures sont prises au point de raccordement ou à proximité, avec fréquence et puissance sur une même échelle de temps (section 5.3.1 de la MASS).

AEMO accepte une fiche technique comme preuve si elle indique l'incertitude intrinsèque et la résolution de la puissance et de la fréquence. Sinon, la section 6.5.1 de la MASS propose trois voies. La première consiste en essais de type selon IEC 61557-12 édition 2.1 par un laboratoire accrédité par NATA, IANZ ou un signataire de l'ILAC MRA, avec l'annexe H si le compteur est intégré à un onduleur ou à un relais de protection. La deuxième est une certification selon une autre norme pertinente par l'un de ces organismes. La troisième repose sur des résultats d'essai ou d'autres preuves de conformité. Une classe de précision énergétique, telle que la classe 0,5S selon IEC 62053-22, décrit l'enregistrement d'énergie ; elle ne donne pas l'incertitude intrinsèque ni la résolution sous la forme exigée par le tableau 5.

Les enregistrements doivent être numériques, dans un format analysable par AEMO avec un tableur commercial. Le fournisseur les conserve au moins 12 mois après l'instant de perturbation de fréquence et les remet à AEMO sur demande (section 5.4 de la MASS). Pour une installation agrégée, un rapport sur la réponse de chaque membre doit être fourni dans les 20 jours ouvrables suivant la demande d'AEMO (section 4.2.1).

Outil de vérification FCAS

Le FCAS Verification Tool (FCASVT) est le classeur Excel d'AEMO qui calcule la fourniture de FCAS de contingence. Sa version 6.2 traite les huit services de contingence : R1, R6, R60, R5, L1, L6, L60 et L5. En cas de divergence entre l'outil et la MASS, cette dernière prévaut.

Le calcul suit le tableau 10 de la MASS. Pour une unité programmée, il construit d'abord la trajectoire de référence que l'unité aurait suivie sans perturbation, puis mesure la réponse par rapport à cette trajectoire. Il retranche ensuite toute réponse inertielle. La différence par rapport à la puissance juste avant la perturbation constitue la réponse de base. Pour un régulateur variable, celle-ci est corrigée de l'écart entre la fréquence locale réelle et la rampe de fréquence standard ou rapide. Pour un régulateur à commutation, elle est corrigée du délai que la fréquence a mis à atteindre le seuil, comparé à la rampe. La fourniture doit au moins égaler la quantité activée pour chaque service.

L'outil ne peut exploiter que les données enregistrées. Il ne peut corriger une lacune de puissance, un décalage entre les horloges de fréquence et de puissance ni un enregistrement commencé après FDT. Conservez ensemble les fichiers bruts, la configuration du régulateur, la version de l'outil et son résultat pour pouvoir reproduire le calcul.

Enregistrement FCAS

AEMO classe chaque installation selon les services qu'elle peut fournir et attribue les seuils de fréquence des régulateurs à commutation. Il publie des guides d'enregistrement au FCAS de contingence pour les systèmes de stockage par batterie et pour les parcs éoliens et solaires, et a consulté sur des versions révisées en 2026. Le guide batterie révisé ajoute des exigences d'essai et de mesure pour le stockage couplé en courant continu. Appliquez la version en vigueur à la date de la demande.

Les installations de régulation sont soumises à de nouveaux essais. Le fournisseur doit aviser AEMO et réaliser un essai au moins tous les 4 ans, dans les 8 semaines après une révision majeure ou une modification des commandes de puissance active, et dans les 8 semaines suivant une demande d'AEMO. Les résultats sont dus dans les 20 jours ouvrables suivant l'essai (section 7.6 de la MASS).

FCAS avec le ZDR EpiSensor

Le ZDR est le régulateur d'effacement EpiSensor. Sa fiche technique EPI-211-04 décrit trois variantes :

Les trois échantillonnent la fréquence au moins toutes les 100 ms et réagissent sous 100 ms. La fiche indique une résolution de fréquence de 0,01 Hz, une précision de ±0,01 Hz et un comptage triphasé de classe 0,5S selon IEC 62053-22. Le relais est un contact inverseur donné pour 4 A résistifs à 250 V CA : une grosse charge est délestée au moyen d'un contacteur commandé par ce relais.

Face au tableau 5, la fiche permet une conclusion précise. Pour les services de contingence lent et différé, l'échantillonnage à 100 ms est largement sous la limite de 4 s, la résolution de 0,01 Hz atteint le seuil de 0,01 Hz et la précision de ±0,01 Hz reste sous 0,02 Hz. Pour les services très rapide et rapide, une installation seule doit échantillonner à 50 ms et avoir une résolution de 0,0025 Hz : les 100 ms et 0,01 Hz du ZDR ne satisfont ni l'un ni l'autre. Une agrégation d'au moins 25 installations peut employer les lignes à 100 ms et 200 ms avec une réduction de quantité, mais l'exigence de résolution à 0,0025 Hz demeure. La mesure propre au ZDR convient donc aux services à 60 secondes et à 5 minutes. Le ZDR-20 ou ZDR-21 peut jouer le rôle de régulateur à commutation pour une charge délestable par relais ; le ZDR-22, celui de régulateur variable pour une batterie. Pour la puissance, la fiche annonce une classe d'énergie : le fournisseur doit apporter les preuves d'incertitude intrinsèque et de résolution prévues à la section 6.5.1.

L'enregistrement horodaté par GPS à 20 ms des ZDR-21 et ZDR-22 aide à aligner les compteurs de plusieurs sites, comme l'exige la section 5.3.3. Il n'améliore pas les caractéristiques de mesure de fréquence, qui dépendent de l'échantillonnage à 100 ms. Le ZDR-20 n'a pas d'enregistreur d'événement. Ses données parviennent au Gateway chaque seconde, ce qui respecte la limite de 4 s des services lent et différé. Le fournisseur doit encore démontrer que les données conservées respectent les fenêtres d'enregistrement, la synchronisation et la rétention de 12 mois.

FCAS, FCESS et réponse en fréquence dans d'autres marchés

FCAS est un terme du NEM. Le Wholesale Electricity Market d'Australie-Occidentale exploite cinq Frequency Co-optimised Essential System Services (FCESS) : régulation à la hausse, régulation à la baisse, réserve de contingence à la hausse, réserve de contingence à la baisse et service de contrôle du RoCoF. Chacun exige sa propre accréditation. La Grande-Bretagne achète Dynamic Containment, Dynamic Moderation et Dynamic Regulation. L'Europe continentale utilise la réserve de stabilisation de la fréquence (FCR) et les réserves de restauration automatique et manuelle (aFRR, mFRR). Un enregistrement NEM ne vaut pour aucun de ces marchés. Le guide de la réponse dynamique en fréquence compare ces services.

Liste de vérification technique

1. Choisir le service et sa ligne du tableau 5. Une installation seule proposant R6 doit échantillonner fréquence et puissance à 50 ms, avec une résolution de fréquence de 0,0025 Hz. R60 et R5 permettent 4 s et 0,01 Hz.
2. Fixer le corpus documentaire. Consignez dans la conception la version de la MASS (v8.2, entrée en vigueur le 3 juin 2024), celle du FCASVT et celle du guide d'enregistrement, puis revérifiez-les avant l'essai du site.
3. Tracer le périmètre de mesure. Lorsque l'installation participante partage un point de raccordement avec une charge ou une production variable, mesurez directement son flux brut.
4. Prouver la convention de signe. Commandez une décharge ou un délestage connu et confirmez qu'il apparaît comme réponse à la hausse dans le fichier d'analyse.
5. Aligner fréquence et puissance dans le temps. Utilisez une horloge commune, ou l'heure GPS à chaque compteur d'une agrégation, et mesurez le décalage sur un événement connu.
6. Régler le contrôleur selon les règles. Un régulateur à commutation utilise son seuil attribué (valeurs par défaut du continent : 49,8 Hz à la hausse, 50,2 Hz à la baisse). Un régulateur variable commence à répondre au plus tard à 49,85 et 50,15 Hz.
7. Réserver de l'énergie pour toute la période d'évaluation. Le FCAS différé dure jusqu'à 600 s, soit 0,17 MWh par MW activé, avant les pertes.
8. Conserver les données. Gardez les enregistrements numériques lisibles dans un tableur pendant 12 mois après chaque perturbation, et soyez prêt à produire un rapport sous 20 jours ouvrables.