全球聚变能产业正迎来从基础科研向商业化探索转型的关键时期。

根据国际原子能机构（IAEA）统计，全球处于规划、在建或运行阶段的聚变装置超过160台，参与聚变计划的国家的数量已接近40个。近年来全球聚变领域投资规模呈指数级攀升态势，中国与美国占据全球总投资的主要份额，不同国家和地区逐步形成差异化的投融资模式。

（来源：能源评论杂志  作者：廖蓉国 李心萍）

我国以政府投资为主导，聚焦关键核心技术开展战略布局。美国以风险资本、私人投资为主要驱动力，并行推进多条技术路线。欧盟采取政府投入与社会资本相结合的公私合营模式，其欧洲聚变示范堆（EU-DEMO）项目备用仿星器技术已取得重要进展。以Helion、TAE Technologies为代表的私营聚变企业相继获得数亿美元级别的融资，有力推动了各类技术路线加速迭代优化。

据美国聚变工业协会（FIA）2026年度报告，全球聚变领域累计私人资本投资已达142.4亿美元，其中仅过去一年的融资额即达44.8亿美元，商业化主体建设活动明显提速。

伴随全球聚变技术竞赛不断推进，主要经济体正将聚变能从科研议题上升为国家战略议题，政府投资的制度化配置明显加速。多国相继公布国家级聚变发展战略路线图，多数将2030～2035年设定为关键技术突破与演示发电的时间节点，计划在2050年前后实现聚变能商用并网。

在技术攻关持续推进的背景下，一个根本性产业问题越发受到学界与产业界的共同关注：聚变发电的平准化度电成本（LCOE）能否与现有电源技术同台竞争？相较于聚变装置实现“点火”这一科学目标，产业界更为关注聚变能源何时能够真正融入现实电力系统。

聚变能经济性评估初步结论

国际能源署（IEA）与经合组织核能署（NEA）的测算结果表明，全球电力市场已进入“低碳即经济”的拐点。光伏发电和陆上风电在多数国家已成为最低成本电源，但其波动性带来的系统成本不容忽视。新建核电的度电成本存在显著区域差异，而核电机组延寿运行（LTO）的中位数成本仅为30～50美元/兆瓦时，是现阶段经济性突出的可调度低碳电源。在30美元/吨二氧化碳碳价情景下，未配套碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的煤电已经逐步丧失市场竞争优势。

在上述能源技术成本坐标系下，若将聚变能源定位为基荷电源，其核心经济命题可表述为：在技术完全成熟、供应链体系完备的批量化商业部署即第N台/机组（Nth-of-a-kind，NOAK）条件下，聚变发电的平准化度电成本能否处于与延寿核电机组、燃气—天然气联合循环（CCGT）机组等成熟电源可比的区间。

然而，现阶段学术界对聚变电站平准化度电成本的估算结果离散程度较高。基于ARAI（Advanced Reactor Affordable Integration）托卡马克反应堆的技术经济分析结果显示，该聚变电站隔夜建设成本为8800～22200美元/千瓦，计入运维成本后的平准化度电成本为140～550美元/兆瓦时。该估算区间上限显著高于当前风光发电成本，但区间下限已接近高气价市场或调峰型天然气机组的成本上限，并进入部分新建可调度电源的竞争区间。

需要特别说明的是，上述测算均以NOAK为分析前提。对于首台示范机组（First-of-a-kind，FOAK）而言，其实际建设与运行成本将远高于该水平。因此，从示范堆到商业堆的成本下降路径，将是决定聚变经济可行性的关键变量。

国际上已有若干聚变经济性评估工具框架。美国的开源‌聚变电站成本核算Python框架pyFECONs建立了从物理参数到成本输出的标准化核算路径，可实现不同聚变技术路线之间的标准化对比与可溯源成本测算。该框架参照裂变核电行业标准化成本账户体系，将电站资本成本划分为前期筹备成本、直接工程成本、间接配套服务成本、业主管理成本、补充备用成本和财务成本六大类别，便于聚变与裂变核电站开展同口径成本对比。欧洲开发的PROCESS/STEP代码则从物理和工程原理出发，将成本核算与系统设计结合，用以探索特定技术路线的极限与最优解。

目前针对聚变电厂（Fusion Pilot Plant，FPP）的研究表明，其全生命周期成本呈现“前期资本投入高、后期运维成本低”的特征。在研发与工程建设阶段，研发投入扩张、建设周期拉长、关键稀缺原材料涨价均会推高项目成本。而设备装配工艺简化、远程运维模式应用，可在一定程度上缓解部分成本上涨压力。进入运行阶段后，通过减少非计划停机、提升机组可用率，能够降低运维工作量与部件材料消耗。电站服役时间越长，单位发电量对应的边际收益越低。与此同时，通过提高系统自动化水平、降低放射性存量等配套设计，企业还可以进一步压缩人员培训、环境安全合规等衍生成本。上述各类敏感性因素相互影响，共同决定了聚变电站整体成本优化空间。

聚变能经济可行性评估需借助量化工具

2026年，麻省理工学院（MIT）核科学与工程系丹尼斯·怀特（Dennis G.Whyte，2026年秋起任英国原子能管理局首席执行官）教授团队联合MIT斯隆管理学院研究团队及能源风险投资企业卢瑟福能源风险投资有限合伙公司（Rutherford Energy Ventures）在《聚变能期刊》（Journal of Fusion Energy）刊发了关于聚变电厂经济可行性判据的研究成果。该研究借鉴劳森判据（Lawson Criterion）普适、技术中立的思想方法，提出了一套判断核聚变电站能否实现‌经济自持‌的通用框架，以经济增益因子（Economic Gain Factor，Qecon）作为标准化指标，衡量聚变电厂全生命周期经济收益与总成本之比。当Qecon≥1时，全生命周期收益方能覆盖总成本，项目才具备经济可行性。需要指出的是，Qecon=1对应的是盈亏平衡状态，即收益恰好覆盖成本而无经济利润，因此Qecon≥1仅是商业可行性的必要条件而非充分条件。

该模型引入聚变反应区域的控制面S概念：无论磁约束、惯性约束还是磁化靶聚变，聚变产生的能量最终都需穿过该界面，经包层、热转换系统转化为电力后送入电网，因此控制面成为经济核算的天然归一化基准。将功率、收益和成本均按控制面面积归一化后，模型便可不再依赖电厂的绝对规模和具体技术，从而支持跨路线、跨规模的横向比较。

聚变电站的经济可行性并非由单一物理指标决定。正因如此，研究提炼出面积归一化聚变功率密度、控制面能量辐照通量上限、部件更换时长、单位面积更换成本、净能量转换效率、净能源售价、靶材成本、电站单位面积建设成本、实际利率和电站设计寿命等关键输入参数，这些参数横跨等离子体物理、材料工程、系统工程、金融与能源市场等多个领域。

研究进一步指出，聚变电站的研发设计不应片面追求控制面部件极高的耐辐照寿命，而应注重实现其快速、低成本更换。即便材料可承受更高的辐照通量、延长单次运行时长，但如果部件更换成本高昂、停机更换周期过长，依然会损害项目整体经济收益；反之，快速更换工艺与低成本制造方案能够提升机组利用率，降低单位发电量的资本成本。

敏感性分析结果表明，面积归一化功率密度存在临界阈值，一旦低于该阈值，即便机组利用率处于较高水平，能源销售收入依旧难以覆盖固定成本，项目无法实现盈亏平衡。功率密度降低可减轻第一壁的中子辐照损伤、延长部件寿命，但过低会因单位面积功率产出不足而难以摊薄电站固定成本；功率密度升高则导致中子通量增大，部件更换频次与停机损失随之上升。因此，功率密度与经济性之间并非“越低越好”或“越高越好”的单调关系，经济最优解是由辐照寿命与固定成本摊薄共同决定的中间值。Qecon随面积归一化功率密度先上升、后趋于饱和，工程设计需要在功率密度、控制面服役寿命、部件更换时长与更换成本之间寻找最优平衡点。

这套分析框架要落到工程实际，仍面临局限：现阶段全球尚未建成商业聚变电站，控制面更换成本、更换时长、辐照通量上限等关键参数缺少实际运行数据支撑；现有聚变装置大多为科研实验设施，成本统计口径不统一，尚不具备商业发电能力。

在维护端，部件更换时长会直接降低电站利用率，而聚变电站的维护复杂度显著高于裂变堆的换料作业。控制面部件具有放射性，更换必须依托远程操作完成，同时包层、第一壁还往往耦合氚增殖、液态金属或熔盐循环系统，使部件更换时长更难压缩。此外，现实能源市场是动态系统，电价波动、政策调整、其他能源技术的迭代、碳价变动都会改变净能源价格，项目融资结构也远比模型中的单一利率假设复杂。因此，该框架更适合用于成熟的“第N台”商业化机组的顶层方案筛选，难以直接适用于首台示范堆的精细化财务预测。

该研究提供了一个技术中立、可在概念设计阶段使用的经济筛选工具，但它并不能替代工程实践中的详细成本核算。其价值在于建立了从物理参数到经济可行性的判别路径：设计团队可以在早期通过输入十项参数，快速判断方案是否落在经济可行区间内，从而避免在物理上“可行”、经济上“不可行”的设计方向上投入大量资源。

我国聚变能经济性研究现状与短板

国内在聚变能经济性测算工具方面已经开展初步探索。

中国科学院等离子体物理研究所（ASIPP）自主开发了聚变能一体化经济分析程序——EcoFus Code，构建了“等离子体物理计算—主机及关键部件设计—辅助系统配置—热电转换—经济性评价”的计算链条。程序整体分为物理模块、工程造价模块、经济性分析模块三大部分。

工程造价核算层面，EcoFus Code参考IAEA核电厂项目成本统计口径，将成本划分为直接成本（厂区建筑、反应堆本体设备、汽轮发电机组、电气设备等）、间接成本（场地管理、工程设计、业主管理支出等）以及运行成本（聚变燃料、部件替换、日常运维）。物理模块采用通用原子系统代码（general atomic system code,GASC）零维参考模型，并依托非线性规划算法（SOLVER）完成堆芯参数优化。初步测算结果表明，在商用聚变示范堆（DEMO）级别的首座示范聚变电站中，如果引入包含环境外部成本的全周期度电成本指标（TCOE），聚变因环境外部成本极低，可在计入外部成本的能源体系中初步显现竞争优势。高温超导技术、先进包层材料与氚自持技术均可显著改善聚变电站的经济表现。

EcoFus Code的开发和应用，标志着我国在聚变能经济分析领域迈出了重要一步。但对标国际前沿研究成果，国内相关工作仍然存在明显差距。当前国内聚变成本模型大多聚焦工程建设阶段，重心偏向技术方案的工程化实现，尚未站在聚变能源接入整个电力系统的宏观视角上完整覆盖全生命周期测算，也未将市场竞争要素纳入综合评估体系，因而难以支撑兼顾全生命周期与市场竞争属性的一体化评价。从程序功能来看，现有工具侧重等离子体物理与工程方案计算，经济性分析模块支撑能力不足，对电站运行阶段成本、各类敏感性因素与设计参数的耦合分析，均有待完善，后续需针对上述短板进一步深化研究。

构建我国聚变能经济评估体系

经过六十余年持续积累，我国聚变能研发水平已进入国际第一方阵。但面向未来，产业链布局、装备制造、标准化建设等任务迫切需要清晰的经济性目标作为牵引。现阶段最关键的战略任务已不只是单一技术攻关，而是推动聚变能源系统融入国家能源体系，加快构建规范、协同的标准体系，促进企业、行业与国家工业基础的深度融合，从而推动聚变科学技术与产业建设一体化高质量发展。我国聚变能经济评估体系建设的总体目标是：建立标准化、可溯源、可迭代的决策支持工具，实现对聚变项目从概念设计、示范验证到商业部署全生命周期的动态经济性评估。

具体而言，应首先确定分阶段商业化发电目标，明确各阶段综合经济性指标或成本下降指标，使聚变发电在既定周期内达到国内煤电或国际化石能源发电的平均成本水平，并以其具有竞争力的价格接入电网与能源消费系统。

同时，应分阶段构建经济评估体系。

在能量净增益演示发电阶段，构建多层次成本模型体系，完成全生命周期成本模型搭建，为后续阶段积累数据。

在商业首堆用户需求确定阶段，引入风险指引型的可靠性、可用性、可维修性与可检查性（RAMI）基础模型，结合概率安全分析确定风险的可接受水平。

在商业首堆建设阶段，建立LCOE与VALCOE（价值调整平准化度电成本）评估机制，前者衡量全生命周期平准化成本，后者进一步计入电源的系统价值。

聚变电厂进入标准化、批量化建设阶段后，依据成本下降路径指导NOAK标准化型号开发，最终生产出具备市场竞争力的电力。

【廖蓉国供职于聚变新能（安徽）有限公司，李心萍供职于合肥综合性国家科学中心能源研究院。】