要回答中国核电（601985.SH）营收增长14.1%的可持续性问题，需结合财务数据、增长驱动因素、未来项目规划及行业环境综合分析：
一、当前营收增长的核心支撑（基于2025年中报及近期数据）
根据券商API数据[0]，中国核电2025年上半年实现总营收409.73亿元，同比增长14.1%（若用户提及的“14.1%”为中报增速，则该数据匹配）。其增长主要来自两大板块：
- 核电业务：上半年核电发电量同比增长10.46%（福清4号机组小修结束、漳州1号机组投运推动），贡献了营收增长的核心动力；
- 新能源业务：风电、光伏收入分别同比增长29.5%、20.1%（通过收购中核汇能加速布局，非核清洁能源在运装机已突破3600万千瓦），成为营收的重要补充。
二、营收增长的可持续性分析
从长期驱动因素看，14.1%的增速具备较强的可持续性，主要支撑如下：
1. 政策与行业环境：“双碳”目标下的核电刚需
- 政策支持：国家能源局明确“积极安全有序发展核电”，“十四五”规划要求2025年核电总装机容量达到70GW（2023年约55GW），年均新增装机约3GW；2025年预计新核准6-8台机组，公司作为主力运营商（市占率超40%）将直接受益[1][3]。
- 基荷电源定位：在新能源（风光）波动性加剧的背景下，核电作为稳定基荷电源，利用小时数（约7500小时）显著高于风光机组（约2000-3000小时），是保障电力系统安全的核心支撑，需求持续刚性[1]。
2. 装机容量扩张：长期增长的“压舱石”
- 在运与在建机组规模：截至2024年底，公司控股25台在运核电机组（总装机23.7GW），在建及核准待建机组18台（装机2064.1万千瓦）[4]。若按“十四五”规划，年均新增2-3台机组，未来3-5年发电量将保持8%-10%的年化增长[1]。
- 技术迭代：掌握第三代自主化“华龙一号”技术，机组标准化设计推动运维成本降低（单位发电成本或降至0.25元/千瓦时以下），同时提升发电效率[1]。
3. 收入结构优化：“核电+新能源”双轮驱动
- 核电业务：除传统发电外，核能综合利用（如海阳核能供暖、制氢）正在拓展新收入场景，预计未来可贡献3%-5%的额外营收[1]；
- 新能源业务：通过收购中核汇能，风电、光伏装机规模快速增长（2024年新能源发电量同比增长42.21%），未来将成为营收的重要增长点，缓解核电单一业务的波动风险[4]。
4. 成本与电价的稳定性
- 成本控制：中核集团铀矿资源自给率超70%，长协采购锁定铀价（当前约50美元/磅），燃料成本占比稳定在25%-30%；规模化运维（如“华龙一号”标准化运维）进一步降低单位成本[1]；
- 电价保障：核电标杆电价（0.43元/千瓦时）与煤电挂钩，浮动电价比例扩大至50%后，电价波动风险可控；同时，核电纳入绿色电力证书交易体系（绿证溢价约0.05元/千瓦时），可增厚收入约30亿元/年[1]。
三、潜在风险提示
- 项目延迟风险：核电项目审批、建设周期长（约5-7年），若遇到政策调整或技术问题，可能导致装机进度慢于预期；
- 铀价波动：若国际铀价大幅上涨（如超过70美元/磅），可能挤压利润空间；
- 新能源竞争：风电、光伏等新能源的快速发展，可能导致电力市场竞争加剧，但核电的基荷属性使其具备差异化优势。
结论：14.1%的增速具备可持续性
中国核电的营收增长并非短期脉冲，而是基于政策支持、装机扩张、收入结构优化及成本控制的长期逻辑。未来3-5年，随着新机组投运（如漳州3/4号、田湾7/8号）、新能源业务增长及核能综合利用的拓展，营收增速有望保持10%-15%的区间，14.1%的增速具备可持续性。
（注：若需更深入的财务建模、机组投产进度跟踪或行业对比，可开启“深度投研”模式，获取更详尽的技术指标、财报数据及研报分析。）