一个值得深思的问题：大型核电站从项目立项到正式发电，通常需要十年以上的时间，并烧掉数百亿美元的资金。在整个过程中，没有任何一方愿意独自承担成本超支和工程延期的风险。那么，这项艰巨的任务究竟应该由谁来主导？
在近期一次能源行业会议上，各方已基本达成共识：大规模超大型数据中心正在疯狂吞噬清洁稳定的电力供应。核能被普遍视为最具可行性、相对成熟且可持续的解决方案。然而，每一次核电复苏的尝试，都卡在了漫长的建设周期、不确定的工程进度以及天文数字般的资本支出上。工程、采购与施工（EPC）承包商，自然不敢轻易为大型项目签署固定价格合同。
简而言之，这就是融资困境——谁来承担超支与进度风险？Blue Energy首席执行官杰克·尤列维奇直言不讳地指出：当前大家对核电的热情高涨，但超大型科技企业不愿承担超支风险，公用事业公司不愿承担，政府也不愿承担。"总要有人想清楚，风险究竟该由谁来承担。"
过去一年，一个值得关注的趋势逐渐显现：少数开发商开始尝试将天然气与核能结合，采用分阶段推进的模式，在不放弃长期清洁能源路径的前提下，尽快提供近期电力供应。2025年1月，Oklo与RPower联合推出三阶段模式，先部署RPower的天然气发电机组，运行约24个月后再切换到Oklo的Aurora核电机组。此后，Oklo又与Liberty Energy达成战略合作，计划在核能基荷上线之前，通过Liberty的Forte天然气发电平台向大型数据中心和工业用户供电。
迄今为止，最具代表性的合作案例，当属Blue Energy与GE Vernova于2026年5月宣布的2.5吉瓦合作项目。双方将其定位为全球首个天然气加核能联合电站。项目选址德克萨斯州维多利亚港，计划于2027年作出最终投资决定，拟将Blue Energy的预制模块化建设方案与项目融资模式，与GE Vernova的两台7HA.02燃气轮机及最多五台GE Vernova日立核能（GVH）BWRX-300小型模块化反应堆（SMR）相结合。
具体操作方案相当务实：双方签署了槽位预留协议，确保两台7HA.02燃气轮机于2029年交付。按计划，这两台机组最早可于2030年提供约1吉瓦的电力，随后通过蒸汽系统切换，在BWRX-300反应堆最早于2032年陆续并网后，逐步将供电规模提升至约1.5吉瓦。
Blue Energy选择维多利亚港，显然不是随意之举。这里的驳船运河适合重型模块运输，更重要的是，该址此前已有Exelon Nuclear Texas Holdings的开发积累。Exelon曾于2008年就同一块约1.15万英亩的地块提交联合建设与运营许可申请，后来因天然气价格低廉使商业核电失去经济可行性而放弃。值得一提的是，Exelon当年计划建设的是两台1,535兆瓦级GVH经济简化型沸水堆——而BWRX-300正源自该设计。尤列维奇表示，此前的开发工作留下了大量基础性成果，包括约1亿美元的前期投入和完备的早期选址许可记录，更重要的是，"当地社区非常支持"。
Blue Energy成立于2023年，总部位于马里兰州，由麻省理工学院核科学与工程系孵化而来。公司于2024年10月正式公开，完成了由Engine Ventures和At One Ventures联合领投的4,500万美元A轮融资，Angular Ventures、Tamarack Global等多家机构跟投。
这家公司的核心创新，在于一种与反应堆技术无关的模块化电站架构。该架构将大量核电建设工作从现场施工转移至集中制造，借鉴液化天然气、海上油气及海上风电的建造与交付经验，在预制厂和现有船坞中完成主要模块的制造，再通过驳船运抵项目现场。公司表示，这一模式显然能降低建设成本、提升劳动效率，并为签订固定价格合同创造更大可能性。Blue Energy预计，其方案可将核电站成本从每千瓦1万美元以上降至约2,000美元，建设周期也可从约10年压缩至2年，后续目标则更为激进——争取将天然气到核能的全序列发电时间控制在48个月以内。
Blue Energy的天然气转核能电站概念，核心逻辑就是通过将早期供电与后续核岛建设相分离，来降低新建核电的风险。公司表示，将采用自主融资、建设、运营的方式推进项目，依托预制厂和船坞的模块化建设支持固定价格合同签订，工业用户则通过长期、风险可控的购电协议购买稳定可调度的基荷电力。
Blue Energy的首个重量级客户，很可能是Crusoe——一家以能源为核心的AI基础设施公司，专注于开发超大规模"AI工厂"，同时运营云平台，并日益将数据中心扩张与自建专属能源供应深度绑定。2026年6月，Crusoe宣布其已签约的AI基础设施容量已达4.9吉瓦，包括签约项目、正在推进租户谈判的地块及处于高阶开发阶段地块在内的总开发管线，已超过40吉瓦。这家公司旗下建设项目包括位于德克萨斯州阿比林、为甲骨文建造的1.2吉瓦AI数据中心园区Stargate——目前已有两栋楼投入运营，另有六栋在建。此外，Crusoe已在阿比林为微软破土动工，建设一座900兆瓦的第二期园区，并签约在德克萨斯州再建两座大型园区、在密苏里州建设第五座，同时与Tallgrass联合宣布了怀俄明州一个1.8吉瓦数据中心项目的建设计划。
2025年10月，Blue Energy与Crusoe宣布建立战略合作伙伴关系，共同在德克萨斯州维多利亚港开发一座核能驱动的AI数据中心园区。根据协议，Blue Energy取得了一处用地，用于设计、开发和运营一座装机容量最高达1.5吉瓦的先进核电站，并向Crusoe在卡尔霍恩县约1,600英亩园区附近建设的AI工厂供电。Crusoe表示，选择该园区的重要原因在于其毗邻现有及规划中的输电线路、光纤网络，以及全美规模最大的天然气管道系统之一。彼时，双方表示Blue Energy的天然气转核能方案最早可于2028年向Crusoe园区供电，并于2031年前完成向核能发电的切换。而后续宣布的GE Vernova合作方案则将燃气发电时间推迟至最早2030年，核能发电时间调整为最早2032年。
对于Crusoe而言，Blue Energy的天然气转核能路径提供了更快获得电力的可能性，同时也为核能阶段提供了可信的用电承诺。Crusoe联合创始人兼首席战略官蔡斯·洛赫米勒表示，只要项目符合商业和运营要求，公司愿意成为能源创新者的早期客户。
对于GE Vernova而言，与Blue Energy的合作显然契合了当前电力设备领域的超级上行周期。这一周期由数据中心负荷增长、基荷天然气需求、电气化浪潮以及新核电订单共同驱动。GE Vernova首席执行官斯科特·斯特拉兹克在投资者会议上表示，GE Vernova的设备"每天发出全球25%的电力"，在美国的发电占比约为50%。公司已积累了超过7,000台燃气轮机、逾59,000台风力发电机、60余座核电站以及配套电气设备的庞大装机基础。当前服务积压订单达870亿美元，预计到2027年将产生约200亿美元的服务收入；设备积压订单达760亿美元，自2024年4月从通用电气分拆以来已增长80%。斯特拉兹克指出，数据中心约占GE Vernova积压订单的20%至25%，但经济增长、国家安全、脱碳需求，以及亚洲和中东地区的电力需求，同样在推动订单增长。
然而，在当前市场环境下，燃气轮机的供货能力已成为行业发展的核心瓶颈。斯特拉兹克表示，GE Vernova已签约燃气发电容量"合计100吉瓦"，主要计划在本十年末至2030年、2031年期间完成交付。其中大部分签约容量为基荷型，随着更多机组以更高容量因子运行，将进一步拓展GE Vernova的服务业务空间。与此同时，订单周期也折射出更宏观的建设瓶颈。他表示，由于美国EPC能力已成为众多项目的"关键制约因素"，部分客户被迫预订2030年的燃气轮机交付槽位，原因是无法及时获得建设承诺来支撑2029年的交付计划。
为应对这一上行周期，GE Vernova正同步扩大工厂产能和供应商产出能力。斯特拉兹克表示，过去约五个季度，公司在燃气发电工厂已安装305台机器，预计年底前再安装100台。大型铸件和锻件供应商的产能扩张进度也超出GE Vernova内部预期，这得益于公司在周期早期就主动出手支持产能扩张。在许多情况下，GE Vernova直接提供资本支出帮助供应商建设产能，并期待通过未来订单量来收回回报。
与此同时，尽管GE Vernova的核电业务体量相对较小，也开始从早期部署阶段迈向更大规模的订单积累。2026年GE Vernova核电业务的年收入尚不足10亿美元，目前主要聚焦于已有装机基础的运维服务。但斯特拉兹克指出，公司正在与安大略省电力公司合作，在达灵顿安装首个SMR项目，同时推进美国和瑞典的合同谈判，并在波兰开展工程研究。他预测，核电业务营收将增长至2026年水平的"数倍"。
斯特拉兹克将BWRX-300的降本路径与订单规模和供应链投资紧密挂钩。他表示，今年年底前，公司在美国的BWRX-300签约机组有望达到10台，瑞典可达5台，达灵顿项目还将新增数台。与此同时，美国政府正借助美日贸易协定，为GE Vernova的SMR项目提供最高400亿美元的支持，"相当于约10台SMR，因为整个行业需要重新工业化"。他坦承，由于供应链尚未形成规模，首批项目的成本仍然较高。但"随着我们推进这些项目、积累起这样规模的积压订单，就有机会开始走下成本曲线。因为我每天都在说：风格分不能建出基础设施，经济性才能。"
斯特拉兹克认为，核能的真正价值将在未来数年显现。"核能会真正取代天然气吗？不会。但随着时间推移，会有越来越多的客户将部分预算配置到零碳基荷电力上——哪怕相对于无减排天然气仍有一定溢价，是的，在一个健康的能源组合中，答案是肯定的。确实有一批客户愿意为零碳基荷电力支付这份溢价。所以我们对核能持乐观态度。"他最终总结道："我们认为，核能大约在下一个十年将成为公司损益表中的重要组成部分。但在本十年，我们真正要做的，是构建一个签约项目组合，为我们提供最佳机会，驱动供应链的经济性，使其在下一个十年成为全球具有竞争力的经济解决方案。"
在供应链执行之外，Blue Energy的天然气转核能模式还将取决于核监管的时序安排，公司对此也已明确承认。2026年1月，美国核管理委员会（NRC）批准了一份专题报告，提供了一套将非核建设与NRC监管的核岛建设相分离的方法论框架。该申报文件实质上为区分哪些非安全级厂用构筑物、系统和部件可以在建造许可证获批之前进行预制、安装或建设提供了依据。但该方法论并不延伸至核岛范围，Blue Energy仍需就符合NRC建造标准的厂用系统部件，获得NRC批准、豁免许可、有限工作授权或建造许可证。采用该方案时，后续申报材料须证明：核岛与厂用系统在功能上相互独立；许可证前建设的厂用系统部件不被列为事故缓解、安全保卫、消防或应急计划的依赖来源；且其故障或误动作不会损害核岛安全级功能。
尤列维奇在3月也表达了类似观点，指出Blue Energy将针对其"低风险反应堆技术"，依据第50部分推进标准核电许可流程，核电站须在取得运营许可后方可装料。从最终目标来看，并行推进的核心目的，是"通过消除常规十年以上核电建设周期中至少五年的时间，将发电时间压缩至48个月以内，以天然气过渡桥接吉瓦级核电，并首次为核电项目大部分资本支出打通项目融资通道，从而加速新核电部署"。
今年5月，公司宣布计划与GE Vernova签订"进一步协议"，建立合作机制，共同开展选址初步安全分析工作及其他支持Blue Energy核建造许可申请的相关工作。德克萨斯州项目的早期选址工作计划于今年年内启动，以便为2027年的最终投资决定做好准备。2027年的下一个重大节点，将是向NRC提交建造许可申请。与此同时，公司正积极推进与大型基础设施基金的深度洽谈，并将联合循环发电阶段作为具备融资可行性的核心模块，计划以此支撑高杠杆、低成本债务，覆盖首台SMR相当比例的资本支出。
尤列维奇在3月论证了Blue Energy的成本逻辑：其本质在于将建设工作、进度风险和收入时序，转化为一种基础设施投资者更易接受的形式。他表示，反应堆本身在历史核电项目成本中仅占约7%，现场建设管理费用和资本化利息才是剩余风险的主要驱动因素。"三分之一的成本只是债务上的资本化利息——因为这些项目历史上往往需要10年才能建成并开始产生收入。"当前大型核电项目的成本约为每千瓦15,000美元，而联合循环发电厂则约为每千瓦2,500至3,000美元。Blue Energy预计联合循环发电阶段的成本将与燃气电厂相当，而首个核电项目的核能部分"有路径降至每千瓦8,000美元以下"。
进一步降本则有赖于在预制厂和船坞实现重复制造，在不同项目中沿用同一劳动力和模块设计。"通过将所有工作转变为制造模式，我们可以驱动成本曲线持续下行，"他说，"我们可以让新建核电首次进入学习曲线——就像过去20年风能、太阳能和天然气所经历的那样。"
热点问答
Q1：Blue Energy的天然气转核能模式是如何解决核电融资难题的？
Blue Energy将核电建设划分为两个阶段——先部署天然气发电机组快速产生收益，再逐步切换至小型模块化反应堆。这种分离模式将早期供电与核岛建设解耦，使天然气发电阶段具备传统基础设施融资可行性，从而为核能阶段提供资金支撑，有效降低投资方对超支风险的顾虑。
Q2：BWRX-300小型模块化反应堆目前的建设进展如何？
BWRX-300目前正在加拿大安大略省电力公司的达灵顿新核电项目中建设，首台机组预计于2030年底前投入商业运行。此外，GE Vernova日立还在美国、瑞典、波兰等地推进相关合同谈判。在德克萨斯州维多利亚港的Blue Energy项目中，最多可部署五台机组，支撑1.5吉瓦的发电规模。
Q3：Blue Energy如何将核电建设成本降下来？
Blue Energy借鉴液化天然气和海上工程领域的经验，将大量建设工作从现场转移至预制厂和船坞进行模块化生产，再通过驳船运至项目现场。公司预计，这一模式可将核电站每千瓦成本从超过10,000美元降至约2,000美元，并通过跨项目复用相同劳动力和模块设计，推动核电沿学习曲线持续降本。