电力系统如何拥抱聚变能产业？

聚变能作为“源—荷复合体”接入电力系统，其核心价值在于为高比例可再生能源系统提供确定性基荷，增强系统韧性。电力行业需从规划、运行、市场到人才体系进行系统性适配。

今年，全超导托卡马克核聚变实验装置（EAST）迎来建成运行20周年。

2006年9月28日，EAST首次成功完成放电实验，获得电流200千安、时间接近3秒的高温等离子体放电。

在全球能源体系面临电力需求增长与碳中和目标双重挑战的背景下，核聚变发电被视为实现零碳稳定电力供应的“终极方案”，其商业化进程正迎来关键窗口期。

对电力系统而言，核聚变已不仅是前沿科学议题，更是关乎未来能源安全、电网形态与产业格局的战略变量。聚变能发电在新型电力系统中的角色定位、与电力及其他能源的配套衔接方式，以及接入后的调节方式是否需要更新，是电力系统主动拥抱聚变能产业必须深入思考的关键问题。

聚变能肩负基荷压舱石与辅助调节的双重职能

聚变能可以提供大规模、稳定的清洁基荷电力，同时聚变反应不产生长寿命放射性废物，运行过程无碳排放，这使其成为化石能源基荷电源的理想替代。

在未来电力系统中，聚变电站可以像当前大型火电站和裂变电站一样，为系统提供稳定的容量支撑和电量供应。尤其在高比例可再生能源场景下，当太阳能和风能的出力受限时，聚变能作为确定性的清洁电力来源具有不可替代的系统价值。

根据由意大利国家新技术、能源和可持续经济发展局（ENEA），西班牙能源、环境与技术研究中心（CIEMAT），以及欧盟联合研究中心（JRC）等联合开发的欧洲聚变研发创新联盟TIMES能源系统优化模型（EUROfusionTIMES）的场景分析可知，在2040年实现聚变商业化、氚供应链稳定、首堆隔夜成本不超过7200美元/千瓦等前提条件下，2100年聚变能在中国全国发电量中的占比最高可达20%。

麻省理工学院（MIT）运用排放预测与政策分析（EPPA）模型预测了中国聚变能发电量和发电占比，给出了未来我国聚变能产业规模的结果。在2045～2060年期间，伴随聚变商业化，我国聚变发电量将增长6倍，占全国发电量的比例会相应增加5倍。到2100年，随着聚变能规模化推广，该占比将增至2045～2060年水平的20倍。

聚变发电机组通过驱动常规蒸汽或燃气轮机循环，具备旋转惯量和可调度出力能力。但若要求聚变电站直接跟随负荷实时调节等离子体输出功率，将难以保证等离子体控制稳定性，或面临等离子体破裂的风险。因此，聚变等离子体的运行点调整时间尺度为秒至分钟级，而非传统火电的毫秒级。这意味着聚变电站更适合承担日内调节和调峰任务，而非秒级调频。系统需要为聚变电站配置快速调节资源，形成“聚变慢调+储能快调”的分层调节架构。通过储能系统的缓冲耦合，聚变电站可以在维持反应堆高容量因子的同时实现灵活的电力输出，满足电网调峰调频需求。

聚变电站在新型电力系统中扮演“稳定基荷+慢速调节”的双重角色：在正常运行状态下提供稳定的基荷电力，在系统需要调节时通过储能参与功率调节。高比例可再生能源接入电网后，电力系统面临的核心矛盾已经从“电量不足”转向“容量不足”和“确定性不足”，聚变能恰好可以解决这类问题。

聚变能与多元能源共拓协同发展路径

聚变电站与储能系统的协同发展是解决聚变功率输出特性与电网需求不匹配问题的关键措施。托卡马克聚变装置在运行中存在显著的功率脉动，会对汽轮机寿命和电网稳定性构成不利影响。在聚变堆包层与汽轮机之间耦合热储能系统，可将脉冲式热功率转化为连续的电功率输出；在聚变装置电源侧，储能系统同样发挥关键供电作用。中国科学院合肥物质科学研究院等离子体物理研究所发现，储能系统的接入可使电网有功功率最大变化率降低88.5%，并将并网点电压波动范围控制在3%以内。核工业西南物理研究院采用锂离子电池与超级电容器的混合储能拓扑降低了80%的电网功率冲击，减少了60%的主变压器容量，且未增加额外成本。

因此，在接入储能系统之后，聚变能与风能、太阳能等可再生能源的关系并不完全是竞争，也存在互补。在可再生能源占比持续提升的电力系统中，系统对“确定性电源”的需求日益迫切。MIT研究指出，在风能、太阳能等可变可再生能源主导的系统中，确定性电力来源不可或缺。聚变能恰好可以充当这一角色：当可再生能源出力充足时，聚变电站可通过储能系统降低净出力或转向制氢等灵活用途；当可再生能源出力不足时，聚变电站则释放储能、提升出力，保障系统平衡。国际原子能机构的分析指出，聚变能可与其他低碳技术互为补充，而无需在电力归一化价格这一单一指标上与太阳能、风能竞争。

聚变能推动电力系统从“源随荷动”向“源网荷储”演进

聚变电站在电气上具有特殊性：它对外可以像同步发电机一样提供惯量、短路容量和电压支撑，对内却包含超导磁体、辅助加热、电流驱动、低温系统等大量脉冲负载。这些负载在启动、爬坡和维持等离子体过程中会产生远高于常规电厂的功率冲击和无功需求。

以国际热核聚变实验堆（ITER）为例，其脉冲电源网络接入400千伏电网，峰值有功功率可达500兆瓦，峰值无功功率可达950兆乏，运行中产生严重的电网扰动。为防范不稳定风险，ITER在每段66千伏母线上配置了250兆乏的无功补偿系统，包括晶闸管控制电抗器和调谐滤波器。

中国科学技术大学提出，采用虚拟电容控制策略和构网型静止同步补偿器（STATCOM）来增强ITER脉冲电力网络的韧性，提供所需的转动惯量和阻尼。英国球形托卡马克能源生产项目（STEP）同样表明，聚变电站在启动和维持聚变反应过程中存在大量寄生性电力负荷，其电力配送网络将经历快速的加载和卸载，多数快速功率暂态需由储能系统管理，以避免违反电网规范限制。这意味着，电力系统在接纳聚变电站时，不能简单套用常规电源的并网标准，也不能将其视为普通工业负荷，而应明确其“源—荷复合体”的并网定位，在接入方案中同时校核其对外支撑能力和对内冲击特性。

综合来看，聚变机组接入后的电力系统调节方式将从集中调节转向分层协同，形成“聚变电站慢速调节—储能系统快速调节—需求侧响应”的多层协同架构。调度模式从被动跟随转向主动预测，将聚变脉冲功率特性纳入日前和日内调度模型，减少对实时备用容量的需求。可见聚变电站运行优化不再局限于电力平衡，而是需要结合储能开展聚变能平衡调节，实现从单能优化到“源网荷储”多环节耦合优化。

聚变能赋能电力行业的发展策略与建议

核聚变产业化对电力系统的影响是系统性、长周期的。聚变电站接入电力系统，不仅是新增一个电源，更是对电力系统规划、运行、市场、人才体系的综合考验。为拥抱聚变产业，电力系统未来应发展以下四种能力。

一是聚变电站并网仿真与试验能力。聚变电站的“源—荷复合体”特性决定了常规并网仿真工具难以准确模拟其行为。应依托现有电力系统仿真平台，增加聚变脉冲磁体系统模型、热储能动态模型和构网型设备模型，建设聚变电站并网数字孪生系统。同时，在条件具备时建设聚变电站并网试验基地，对脉冲抑制、无功补偿、惯量支撑等关键技术开展实证验证。

二是多能源协同调度能力。聚变电站的价值不仅在于发电，还在于其作为多能联供节点的灵活性。建议研发面向聚变电站的多能协同调度系统，将氚燃料循环约束、储热状态、制氢、供热等需求与电网调度指令统一优化。调度模型应能应对聚变脉冲计划的可预测性与等离子体控制的随机性，形成“日前计划—日内滚动—实时平抑”的多时间尺度调度架构。

三是聚变电力市场形成能力。聚变电站初始投资高、运行成本低、容量价值突出，仅靠电量收益难以快速回收投资。建议研究适应聚变电站特性的容量补偿机制和辅助服务补偿机制，探索将聚变电站的确定性容量、惯量支撑、调峰调频等系统价值纳入市场结算。同时，为聚变—氢能、聚变—供热等联供模式建立相应的计量、认证和交易规则。

四是聚变电力复合型人才培养能力。聚变电站的建设与运行涉及等离子体物理、核工程、超导技术、电力电子、电网调度、市场运营等多个学科，建议电力类高校与核工业类高校联合设立相关课程，培养既懂聚变装置运行又懂电力系统调度和市场规则的复合型人才。