Việt Nam đang đứng trước một ngã rẽ năng lượng mang tính quyết định. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII – PDP8), được sửa đổi vào tháng 4 năm 2025 qua Quyết định số 768/QĐ-TTg, đã chính thức tái khởi động chương trình điện hạt nhân với mục tiêu đạt từ 4.000 đến 6.400 MW công suất đến năm 2035. Sự thay đổi chính sách này là phản ứng trực tiếp trước cam kết Net Zero vào năm 2050 và nhu cầu cấp bách về nguồn điện nền (baseload) ổn định để hỗ trợ mục tiêu tăng trưởng kinh tế trên 10% mỗi năm do Tổng Bí thư Tô Lâm đề ra tại Đại hội Đảng lần thứ 14.

Tuy nhiên, việc đối tác Nhật Bản rút khỏi dự án Ninh Thuận 2 vào tháng 1/2026 với lý do không khả thi về tiến độ vận hành năm 2031 đã phơi bày những hạn chế nghiêm trọng của mô hình Tổng thầu EPC (Thiết kế – Mua sắm – Xây dựng) truyền thống. Trong bối cảnh lưới điện quốc gia đang chịu áp lực lớn từ tỷ trọng năng lượng tái tạo biến đổi (VRE) cao và hạn chế về vốn đầu tư công, Việt Nam cần một giải pháp đột phá giúp tiếp cận điện hạt nhân mà không gánh chịu rủi ro xây dựng kéo dài và nợ công khổng lồ.

Ở đây chúng tôi tập trung phân tích tính khả thi của mô hình “Thuê lại” hay còn gọi là “Điện hạt nhân như một dịch vụ”, đặc biệt là thông qua các nhà máy điện hạt nhân nổi (Floating Nuclear Power Plants – FNPP). Sau khi thực hiện đánh giá so sánh toàn diện giữa các quốc gia cung cấp tiềm năng bao gồm Hoa Kỳ, Hàn Quốc, Trung Quốc và Liên bang Nga, báo cáo kết luận rằng Liên bang Nga, thông qua tập đoàn nhà nước Rosatom, là đối tác duy nhất hiện nay đáp ứng đầy đủ các tiêu chí về công nghệ, pháp lý và mô hình kinh doanh để triển khai thuê lại SMR trong giai đoạn 2026-2035.

Kết luận này dựa trên ba trụ cột chính: Sự sẵn sàng về công nghệ (Nga là quốc gia duy nhất vận hành thương mại thành công nhà máy điện hạt nhân nổi và đã chuẩn hóa thiết kế xuất khẩu RITM-200M); Chu trình nhiên liệu khép kín (Nga sở hữu khung pháp lý và năng lực kỹ thuật độc nhất để thu hồi nhiên liệu hạt nhân đã qua sử dụng về nước xử lý, giải phóng Việt Nam khỏi gánh nặng pháp lý và môi trường về lưu trữ chất thải phóng xạ dài hạn); Mô hình “Pin nổi” (Rosatom đang triển khai mô hình kinh doanh bán điện (kWh) thay vì bán nhà máy, trong đó nhà cung cấp chịu trách nhiệm hoàn toàn về vận hành, bảo trì và xử lý nhiên liệu, phù hợp với nhu cầu giảm thiểu rủi ro của Việt Nam).

Năng lượng của Việt Nam sau năm 2025

Sự phát triển kinh tế thần tốc của Việt Nam trong hai thập kỷ qua đã tạo ra áp lực khổng lồ lên hệ thống năng lượng quốc gia. Với mục tiêu tăng trưởng GDP hàng năm trên 10% trong giai đoạn 2026-2030, nhu cầu điện năng dự kiến sẽ tăng gấp đôi. Mặc dù Việt Nam đã đạt được những thành tựu đáng kể trong việc phát triển năng lượng mặt trời và điện gió, với công suất lắp đặt điện mặt trời đạt hơn 18,6 GW vào năm 2023, sự phụ thuộc quá lớn vào các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (VRE) này đã dẫn đến sự mất ổn định của lưới điện.

Các nghiên cứu về ổn định lưới điện chỉ ra rằng để tích hợp an toàn một nguồn phát không ổn định, hệ thống cần một nguồn điện nền linh hoạt và tin cậy. Thủy điện, nguồn điện nền truyền thống của Việt Nam, đã được khai thác gần như tối đa. Nhiệt điện than đang bị loại bỏ dần theo cam kết COP26. Trong bối cảnh đó, điện hạt nhân nổi lên như giải pháp duy nhất khả thi để cung cấp nguồn điện nền không phát thải carbon. Quyết định sửa đổi Quy hoạch điện VIII (PDP8) vào tháng 4 năm 2025 đã chính thức xác nhận vai trò chiến lược của điện hạt nhân, không chỉ như một nguồn năng lượng mà còn là động lực cho phát triển khoa học công nghệ quốc gia.

Tháng 1/2026 đánh dấu một bước ngoặt tiêu cực khi đối tác Nhật Bản rút khỏi dự án Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 2. Nguyên nhân được đưa ra là mốc thời gian vận hành năm 2031 là “phi thực tế” đối với một dự án xây dựng truyền thống quy mô lớn. Sự kiện này là hồi chuông cảnh tỉnh về rủi ro của mô hình Tổng thầu EPC đối với các quốc gia đang phát triển.

Trong mô hình EPC, quốc gia chủ nhà (Việt Nam) phải: Huy động vốn khổng lồ (khoảng 10-15 tỷ USD cho một nhà máy 2.000 MW, gây áp lực lớn lên trần nợ công); Gánh chịu rủi ro thi công (mọi sự chậm trễ trong xây dựng đều dẫn đến phát sinh chi phí lãi vay và chi phí cơ hội; Chịu trách nhiệm cuối cùng về vận hành an toàn và xử lý chất thải hạt nhân trong hàng trăm năm.

Đối với Việt Nam, quốc gia đang cần nguồn vốn lớn cho các dự án hạ tầng khác như Đường sắt tốc độ cao Bắc – Nam và các sân bay quốc tế, việc gánh thêm nợ công cho điện hạt nhân theo mô hình EPC là một thách thức tài chính cực lớn.

Trước bế tắc của mô hình truyền thống, VBC xem xét mô hình “Thuê lại” hay “Điện hạt nhân như một dịch vụ” (Nuclear-as-a-Service) như một giải pháp thay thế hấp dẫn. Đặc biệt, sự kết hợp giữa mô hình kinh doanh này và công nghệ Lò phản ứng Modul Nhỏ (SMR), cụ thể là Nhà máy điện hạt nhân nổi (FNPP), mang lại những ưu điểm vượt trội: Chuyển đổi CAPEX thành OPEX; Giảm thiểu rủi ro xây dựng (các nhà máy nổi được chế tạo hoàn thiện tại xưởng đóng tàu của nước cung cấp và được kéo nguyên khối đến Việt Nam, rủi ro thi công được chuyển sang nhà cung cấp); Linh hoạt (có thể di dời nhà máy đến vị trí khác nếu nhu cầu thay đổi, tránh tình trạng tài sản bị mắc kẹt ).

Vấn đề cốt lõi hiện nay là xác định quốc gia nào có đủ năng lực công nghệ và ý chí chính trị để cung cấp dịch vụ này một cách trọn gói và tin cậy.

So sánh các nhà cung cấp tiềm năng

Để lựa chọn đối tác tối ưu cho mô hình thuê lại SMR, báo cáo thực hiện phân tích so sánh dựa trên bốn tiêu chí trọng yếu: (1) Mức độ sẵn sàng của công nghệ SMR/FNPP, (2) Chính sách chu trình nhiên liệu (khả năng thu hồi chất thải), (3) Mô hình tài chính và kinh doanh, và (4) Các yếu tố địa chính trị. Bốn ứng viên được xem xét là Hoa Kỳ, Hàn Quốc, Trung Quốc và Liên bang Nga.

Hoa Kỳ sở hữu nền tảng công nghệ hạt nhân hàng đầu thế giới với các thiết kế SMR tiên tiến như NuScale, X-energy (Xe-100) và Westinghouse (AP300). Đặc biệt, công ty Last Energy đang tích cực quảng bá mô hình kinh doanh tư nhân, cung cấp lò phản ứng vi mô PWR-20 theo hợp đồng mua bán điện (PPA) mà không yêu cầu vốn đầu tư từ khách hàng.

Ưu điểm ở đây là công nghệ an toàn cao, sự tham gia mạnh mẽ của khối tư nhân (Last Energy đã huy động 100 triệu USD vốn Series C) và Hiệp định Hợp tác Hạt nhân 123 đã ký với Việt Nam năm 2014. Bên cạnh đó tồn tại một số hạn chế. 

Chính phủ Hoa Kỳ hiện không cung cấp bảo lãnh quốc gia về việc thu hồi nhiên liệu hạt nhân đã qua sử dụng từ các lò phản ứng thương mại ở nước ngoài. Điều này buộc Việt Nam phải tự xây dựng kho lưu trữ chất thải phóng xạ mức cao, đi ngược lại lợi ích cốt lõi của mô hình “thuê lại”. Và mặc dù có nhiều thiết kế hứa hẹn, hầu hết các SMR của Mỹ vẫn đang trong giai đoạn cấp phép hoặc xây dựng mô hình trình diễn (như dự án của X-energy với Dow Chemical). Khả năng triển khai thương mại quy mô lớn tại nước ngoài trước năm 2030 là thấp.

Đặc biệt, chính sách thuế quan 20% áp lên hàng hóa Việt Nam của chính quyền Trump vào năm 2025 tạo ra sự bất định trong quan hệ thương mại song phương.

Hàn Quốc, thông qua KEPCO và KHNP, đã chứng minh năng lực xây dựng qua dự án Barakah tại UAE. Thỏa thuận cấp cao Việt – Hàn tháng 11/2025 đã mở rộng hợp tác sang lĩnh vực điện hạt nhân và đào tạo nhân lực. Hàn Quốc có quan hệ ngoại giao với Việt Nam khá đặc biệt, năng lực thi công đúng tiến độ, chi phí cạnh tranh. Tuy nhiên, Hàn Quốc chủ yếu hoạt động theo mô hình EPC hoặc đầu tư cổ phần, chưa phát triển mạnh mô hình “Cho thuê” trọn gói đối với SMR. Thiết kế i-SMR của Hàn Quốc vẫn đang trong giai đoạn phát triển, đi sau Nga về kinh nghiệm vận hành thực tế. Tương tự Hoa Kỳ, Hàn Quốc gặp khó khăn trong việc thu hồi nhiên liệu do các ràng buộc trong hiệp định hạt nhân Mỹ – Hàn và vấn đề kho chứa trong nước.

Trung Quốc đã phát triển thiết kế lò phản ứng nổi ACPR50S và đang đẩy mạnh triển khai SMR trong nước. Ưu điểm cơ bản của loại lò này là chiphí thấp, vị trí địa lý gần gũi, tốc độ xây dựng nhanh. Tuy nhiên, việc đặt một cơ sở hạt nhân do Trung Quốc vận hành tại vùng biển Việt Nam (đặc biệt là khu vực Ninh Thuận hay Biển Đông) tiềm ẩn rủi ro an ninh quốc gia không thể chấp nhận được trong bối cảnh tranh chấp chủ quyền biển đảo. Các biện pháp kiểm soát xuất khẩu khoáng sản chiến lược và công nghệ lưỡng dụng mà Trung Quốc áp dụng trong năm 2025-2026 cho thấy rủi ro đứt gãy chuỗi cung ứng khi có căng thẳng chính trị. Đồng thời, có nhiều quan ngại về tiêu chuẩn an toàn và sự thiếu minh bạch trong trách nhiệm pháp lý.

LB Nga là quốc gia duy nhất hiện nay sở hữu đồng thời công nghệ FNPP đã được kiểm chứng, mô hình kinh doanh cho thuê hoàn chỉnh và khung pháp lý cho phép thu hồi nhiên liệu. 

Nhà máy Akademik Lomonosov đã vận hành thương mại từ năm 2020. Thiết kế xuất khẩu RITM-200M được cải tiến từ lò phản ứng tàu phá băng, mang tính “công nghiệp hóa” cao. Luật pháp Nga cho phép nhập khẩu nhiên liệu hạt nhân đã qua sử dụng từ nước ngoài để tái chế và lưu trữ Đây là yếu tố thay đổi cuộc chơi, biến dự án hạt nhân thành dịch vụ năng lượng thuần túy. Rosatom hiện đang đàm phán với Malaysia về mô hình cung cấp điện bên bờ, trong đó Nga sở hữu và vận hành nhà máy nổi như một trạm nạp, thay thế sau mỗi chu kỳ nhiên liệu. 

Có thể thấy, Liên bang Nga là đối tác duy nhất đáp ứng đầy đủ các yêu cầu của một mô hình thuê lại toàn diện, bao gồm cả việc giải quyết vấn đề chất thải hạt nhân. Do đó, phần còn lại của báo cáo sẽ tập trung phân tích sâu giải pháp từ Nga.

Nhà máy Điện Hạt nhân Nổi (FNPP) của Nga

Trái tim của giải pháp thuê lại từ Nga là lò phản ứng RITM-200M, phiên bản tối ưu hóa cho mục đích xuất khẩu của dòng lò phản ứng RITM-200 đang vận hành trên các tàu phá băng hạt nhân thế hệ mới của Nga (như tàu Arktika, Sibir, Ural). Khác với lò phản ứng KLT-40S thế hệ cũ trên tàu Akademik Lomonosov, RITM-200M có thiết kế tích hợp với các đặc điểm kỹ thuật vượt trội:

• Thiết kế tích hợp: Các bộ sinh hơi được đặt ngay bên trong thùng áp lực lò phản ứng, giúp giảm kích thước tổng thể, loại bỏ các đường ống lớn bên ngoài, qua đó giảm thiểu rủi ro rò rỉ và tăng tính an toàn thụ động.
• Công suất: Mỗi Tổ máy Điện Nổi (Floating Power Unit – FPU) phiên bản xuất khẩu thường được trang bị 2 lò phản ứng RITM-200M, cung cấp tổng công suất điện khoảng 100 MW.
• Chu kỳ nhiên liệu: RITM-200M sử dụng nhiên liệu uranium làm giàu thấp (LEU <20%) với chu kỳ thay đảo nhiên liệu lên tới 10 năm. Đây là yếu tố kỹ thuật then chốt cho mô hình thuê lại, cho phép nhà máy hoạt động liên tục trong một thập kỷ mà không cần can thiệp vào vùng hoạt động, biến nó thành một “trạm nạp hạt nhân” khổng lồ.

Dựa trên thông tin từ các cuộc đàm phán giữa Rosatom và Malaysia được Tổng giám đốc Alexei Likhachev tiết lộ vào tháng 8/2025, mô hình kinh doanh này được thiết kế để tối đa hóa sự tiện lợi cho khách hàng, cụ thể: Toàn bộ FPU được đóng mới và nạp nhiên liệu tại các nhà máy đóng tàu của Nga (Việt Nam không chịu rủi ro chậm tiến độ xây dựng hay đội vốn tại công trường); FPU được kéo bằng đường biển đến vị trí ven biển (đã chuẩn bị sẵn tại Việt Nam, có đê chắn sóng và trạm biến áp); Nhà máy được vận hành bởi đội ngũ chuyên gia của Nga (hoặc liên doanh, Việt Nam chỉ thực hiện mua điện tại điểm đấu nối lên lưới). 

Sau 10 năm hoạt động, khi nhiên liệu cạn, FPU cũ sẽ được ngắt kết nối và kéo về Nga để thay nhiên liệu và bảo dưỡng lớn. Cùng lúc đó, một FPU mới đã được nạp nhiên liệu sẽ được kéo đến để thay thế vị trí, đảm bảo sự gián đoạn cung cấp điện là tối thiểu. Toàn bộ quá trình tháo dỡ và xử lý chất thải diễn ra tại Nga. Việt Nam không phải chịu trách nhiệm về xử lý rác thải hạt nhân sau khi dự án kết thúc.

Việc chuyển đổi từ Mua sang Thuê mang lại lợi ích kinh tế to lớn trong ngắn hạn và trung hạn. Một nhà máy điện hạt nhân truyền thống công suất 1.000 MW cần vốn đầu tư từ 6-9 tỷ USD. Với mô hình thuê, Việt Nam chỉ cần đầu tư hạ tầng bến bãi và đấu nối (ước tính 100-200 triệu USD). Chi phí vốn của nhà máy sẽ được phân bổ vào giá điện hàng năm. Mặc dù giá thuê bao gồm cả chi phí vận chuyển và dịch vụ trọn gói có thể khiến LCOE cao hơn so với điện hạt nhân quy mô lớn đã khấu hao, nhưng nếu tính cả chi phí quản lý chất thải, chi phí tháo dỡ và rủi ro chậm tiến độ của dự án EPC, mức giá của FNPP (ước tính 60-90 USD/MWh theo dữ liệu từ dự án BOO Thổ Nhĩ Kỳ) là cạnh tranh và chấp nhận được cho nguồn điện nền sạch.

Khung pháp lý và quản lý Nhà nước tại Việt Nam

Để hiện thực hóa mô hình thuê lại nhà máy điện hạt nhân từ nước ngoài, Việt Nam cần một hành lang pháp lý vững chắc. Những thay đổi trong hệ thống pháp luật năm 2025 đã mở đường cho hướng đi này.

Nghị định số 316/2025/NĐ-CP, có hiệu lực từ ngày 01/01/2026, quy định chi tiết thi hành Luật Năng lượng nguyên tử về nhà máy điện hạt nhân. Nghị định quy định rõ ràng đối tượng áp dụng bao gồm cả “tổ chức, cá nhân nước ngoài” tham gia hoạt động điện hạt nhân trên lãnh thổ Việt Nam. Điều này tạo cơ sở pháp lý để một doanh nghiệp nhà nước Nga (như Rosatom) có thể đứng tên là chủ đầu tư hoặc nhà vận hành tại Việt Nam. 

Nghị định yêu cầu chủ đầu tư và tổ chức vận hành (bất kể quốc tịch) phải chịu trách nhiệm duy trì các biện pháp “bảo vệ theo chiều sâu”. Bộ Khoa học và Công nghệ giữ quyền thẩm định an toàn và cấp phép. Đối với FNPP, một vấn đề pháp lý phức tạp nảy sinh: Nhà máy nổi là “tàu” hay “nhà máy”? Theo Nghị định 316, nó được xem là cơ sở hạt nhân. Tuy nhiên, việc FPU mang cờ Nga và thuộc sở hữu Nga khi neo đậu trong lãnh hải Việt Nam đòi hỏi một Hiệp định Liên chính phủ đặc biệt để xác định quyền tài phán, tương tự như quy chế ngoại giao hoặc quy chế tàu quân sự ghé cảng, nhưng cho mục đích thương mại lâu dài.

Một điều kiện tiên quyết cho bất kỳ hoạt động thuê lại hạt nhân nào là cơ chế phân định trách nhiệm bồi thường thiệt hại. Việt Nam đang xem xét gia nhập Công ước Vienna 1997 về Trách nhiệm Dân sự đối với thiệt hại hạt nhân. Việc gia nhập là bắt buộc để áp dụng nguyên tắc “Trách nhiệm tập trung” vào nhà vận hành duy nhất (Rosatom). Nếu không, các nhà cung cấp thiết bị phụ trợ sẽ từ chối tham gia do lo ngại bị kiện tụng khi có sự cố.

Theo Nghị định 46/2023/NĐ-CP, doanh nghiệp bảo hiểm nước ngoài có tổng tài sản trên 2 tỷ USD được phép cung cấp dịch vụ bảo hiểm qua biên giới tại Việt Nam. Trong bối cảnh các lệnh trừng phạt phương Tây, việc bảo hiểm cho các nhà máy Nga có thể sẽ do Công ty Tái bảo hiểm Quốc gia Nga (RNRC) hoặc một tổ hợp bảo hiểm thuộc khối BRICS đảm nhận, và điều này hoàn toàn phù hợp với luật pháp Việt Nam.

Các thách thức

Các dự án điện hạt nhân trên đất liền thường gặp khó khăn lớn trong công tác giải phóng mặt bằng và sự phản đối của cộng đồng dân cư. FNPP không chiếm dụng đất canh tác hay đất ở. Chúng được neo đậu ngoài khơi, cách xa khu dân cư nhưng đủ gần để kết nối với các khu công nghiệp ven biển. Điều này giảm thiểu xung đột xã hội và chi phí đền bù giải tỏa.

Việt Nam chưa có và không có kế hoạch phát triển công nghiệp làm giàu uranium hay tái chế nhiên liệu. Bằng cách thuê trọn gói, Việt Nam thực chất là “thuê ngoài” toàn bộ chu trình nhiên liệu phức tạp và nhạy cảm. Chúng ta không cần lo lắng về việc mua uranium trên thị trường quốc tế biến động hay xây dựng kho lưu trữ địa chất sâu tốn kém hàng tỷ USD cho chất thải phóng xạ.

Trong bối cảnh nhu cầu điện của các khu công nghiệp có thể thay đổi nhanh chóng. SMR cho phép bổ sung công suất theo từng modul 100 MW. Nếu một khu công nghiệp mở rộng, ta có thể thuê thêm một sà lan. Nếu nhu cầu giảm hoặc lưới điện thay đổi cấu trúc, sà lan có thể được kéo đi nơi khác. Khả năng load-following (chạy theo tải) của RITM-200M cũng hỗ trợ đắc lực cho việc ổn định lưới điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao.

Đề xuất Lộ trình Triển khai (2026–2035)

Dựa trên phân tích, báo cáo đề xuất lộ trình hành động cụ thể cho Chính phủ Việt Nam:

Giai đoạn 1: Chuẩn bị Pháp lý & Nghiên cứu (2026–2027)

• Đàm phán Hiệp định Liên chính phủ (IGA) với Nga về cơ chế thuê, trách nhiệm pháp lý và thu hồi nhiên liệu.
• Gia nhập Công ước Vienna về trách nhiệm hạt nhân.
• Khảo sát vị trí neo đậu tại Ninh Thuận hoặc KKT Dung Quất.

Giai đoạn 2: Ký kết & Chế tạo (2027–2028)

• Ký Hợp đồng Mua bán điện (PPA) dài hạn với Rosatom theo mô hình BOO.
• Rosatom bắt đầu đóng mới FPU-100 tại Nga.

Giai đoạn 3: Xây dựng Hạ tầng (2028–2030)

• Việt Nam xây dựng hệ thống đê chắn sóng, bến cảng và trạm biến áp, đường dây truyền tải 220kV/500kV.
• Đào tạo nhân lực vận hành phối hợp.

Giai đoạn 4: Triển khai & Vận hành (2030–2031)

• Kéo FPU đầu tiên về Việt Nam.
• Đấu nối, chạy thử và vận hành thương mại (COD).
• Đánh giá hiệu quả để quyết định mở rộng.

Giai đoạn 5: Mở rộng (2031–2035)

• Triển khai thêm các tổ máy FPU tùy theo nhu cầu phụ tải.
• Bắt đầu chu kỳ thay thế FPU đầu tiên (nếu chu kỳ nhiên liệu ngắn) hoặc chuẩn bị cho chu kỳ bảo dưỡng lớn.

Dựa trên các phân tích toàn diện về công nghệ, kinh tế, pháp lý và địa chính trị, báo cáo khẳng định: Liên bang Nga là quốc gia tiềm năng nhất và phù hợp nhất để Việt Nam thực hiện chiến lược thuê lại SMR trong giai đoạn 2026-2035. Mô hình Nhà máy điện hạt nhân nổi (FNPP) của Nga cung cấp lời giải duy nhất cho bài toán hóc búa của Việt Nam: Cần điện hạt nhân nhanh chóng (trước 2031) nhưng không muốn gánh nợ công khổng lồ và không muốn chôn lấp chất thải phóng xạ trong nước. Sự rút lui của Nhật Bản tại dự án Ninh Thuận 2 càng làm nổi bật giá trị của mô hình thuê lại từ Nga như một giải pháp thay thế khả thi và thực tế.

Các bước đi cụ thể

1. Chính phủ Việt Nam cần giao Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) khẩn trương thành lập Tổ công tác đặc biệt để đàm phán chi tiết với Rosatom về mô hình “Pin nổi”.
2. Ưu tiên hoàn thiện khung pháp lý về trách nhiệm dân sự hạt nhân (gia nhập Công ước Vienna) trong năm 2026.
3. Xem xét Ninh Thuận là địa điểm tiên phong triển khai dự án thí điểm 200 MW (2 tổ máy FPU) để cung cấp điện cho khu vực kinh tế trọng điểm phía Nam, tận dụng hạ tầng lưới điện đã quy hoạch sẵn.

Việc lựa chọn thuê lại SMR từ Nga không chỉ là một quyết định năng lượng, mà là một bước đi chiến lược giúp Việt Nam “đi tắt đón đầu”, sở hữu nguồn năng lượng sạch, ổn định để hiện thực hóa khát vọng thịnh vượng vào năm 2045.