Thailand’s New Power Plan Just Made Nuclear Non-Negotiable — And Almost No One Is Talking About It
A commentary on the draft Power Development Plan 2026 (PDP2026) and its 9,000 MW small modular reactor commitment
On 17 August 2026, a subcommittee under Thailand’s Ministry of Energy signed off on four alternative pathways for how the country will generate electricity through 2050. On the surface, this looks like exactly what a genuine energy transition process should offer: options. A gas-heavy base case. A carbon-capture case. A renewables-heavy net-zero case. A domestic-fuel-diversification case. Different mixes of gas, solar, wind and storage in each one — some scenarios nearly triple the wind buildout, others lean harder on solar, one keeps gas close to today’s levels.
But one number does not move at all. In every single scenario, small modular reactors — SMRs, a nuclear technology Thailand has never built, licensed, sited, or operated — appear at exactly 9,000 megawatts.
That is the story, and it deserves more scrutiny than a few days of trade-press headlines have given it.
From 600 MW to 9,000 MW in two years
To see how large a departure this is, it helps to track the number rather than the plan name. The draft PDP2024, Thailand’s previous long-term power plan, proposed a modest and explicitly experimental first step into nuclear: two 300 MWe units, sited in the Northeast and the South, targeting commercial operation around 2037. That is 600 MW — a pilot.
Earlier drafts circulating under the PDP2026 process this year raised that figure to 2,400 MW, already a fourfold increase, justified partly as a hedge against surging data-centre and electric-vehicle demand. Trade outlets covering that draft flagged it as a notable jump but still described SMR as one input among several, sized differently across scenarios.
The version the subcommittee approved on 17 August discards that variability. SMR capacity is now fixed at 9,000 MW — a further 3.75-times increase on the interim draft, and roughly fifteen times the 600 MW envisioned just two years ago — and it is identical across all four supply options put forward for public comment.
Four options, one fixed variable
| Case 1 (Base) | Case 2 (Net Zero–CCS) | Case 3 (Net Zero–RE) | Case 4 (Fuel diversification) | |
|---|---|---|---|---|
| Gas | 24,500 MW | 24,500 MW | 16,800 MW | 18,900 MW |
| SMR (nuclear) | 9,000 MW | 9,000 MW | 9,000 MW | 9,000 MW |
| Solar | 28,890 MW | 28,890 MW | 61,300 MW | 40,890 MW |
| Wind | 10,360 MW | 10,360 MW | 52,700 MW | 23,360 MW |
| New capacity total | 72,750 MW | 72,750 MW | 139,800 MW | 92,150 MW |
This is the detail worth sitting with. Gas ranges from 16,800 to 24,500 MW depending on the pathway chosen. Solar ranges from 28,890 to 61,300 MW. Wind ranges from 10,360 to 52,700 MW. These are the variables a genuine planning exercise tests against each other — cost, reliability, land use, emissions — and lets the evidence and public input move. Nuclear is not treated that way. It reads less like an output the modelling arrived at and more like an input the modelling was built around.
That matters for what happens next. Public hearings are scheduled for September, ahead of submission to the National Energy Policy Council (กพช.) for approval by year-end. But if every option on the table already contains 9,000 MW of SMR, the hearing cannot function as a real test of whether the public wants nuclear at that scale, only of which flavour of nuclear-plus-something-else they prefer. A comparison case — a high-renewables, high-storage, zero-SMR pathway — does not appear to exist among the four. Its absence is itself a policy choice, and one worth naming before the hearings begin, not after.
Why planners say they need it
The demand case behind PDP2026 is real and worth taking seriously on its own terms. The plan cites four new demand drivers that didn’t feature this prominently in earlier plans: four high-speed rail lines, electrified mass transit, an EV fleet projected to reach roughly 13.5 million cars and 10.8 million motorcycles, and — the new wildcard — data centres, estimated at somewhere between 6,800 and 8,800 MW of additional load, built to run continuously and, increasingly, under contracts demanding round-the-clock “clean” power.
Perhaps the single most consequential technical detail in the whole draft is that the system’s daily demand peak is shifting from roughly 2:30 p.m. to somewhere between 9 p.m. and 10:30 p.m. — driven by EV charging and data-centre load patterns. A peak that occurs after sunset is a peak solar cannot serve directly. That is the planners’ real argument for firm, dispatchable, low-carbon capacity, and it’s not a frivolous one. It’s also the exact argument the nuclear industry makes everywhere it is trying to re-enter markets that have spent fifteen years building out solar.
The question is not whether Thailand needs firm night-time capacity — it plainly will. The question is whether 9,000 MW of unproven SMR technology is the way to get it, at what cost, on what timeline, and compared against what alternatives (batteries at the scale this plan already assumes — 54,500 to 55,000 MW, 218,000 to 220,000 MWh, in every single scenario — pumped hydro, demand response, and yes, some firm gas as a bridge).
The economics don’t obviously support the number
This is where the plan’s own logic gets harder to square. Independent cost analysis puts SMR overnight construction costs at roughly USD 5,000–10,000 per kilowatt and levelised cost of electricity at USD 90–160 per MWh — higher than large conventional nuclear (USD 80–150/MWh) and well above gas-fired generation in Thailand, estimated around USD 79–86/MWh. SMRs lose the economies of scale that make large reactors and renewables cost-competitive; building nine gigawatts of small reactors does not automatically capture the “learning curve” savings the industry promises until many units of one standardised design have actually been built somewhere.
The global track record so far is thin. Of dozens of SMR designs in development worldwide, only a handful are operating or under active construction anywhere, by any count. NuScale — the design furthest along in the US regulatory process and once the industry’s flagship — lost its anchor customer in 2023 when the Utah municipal power project it was built for collapsed under cost escalation. China’s Linglong One, held up as evidence SMRs can be built today, has reportedly run roughly 50% over budget and years behind schedule. None of this means SMR technology can never work. It does mean that betting 9,000 MW — over a tenth of Thailand’s entire projected new capacity in the most ambitious scenario — on a technology with essentially no commercial operating history is a materially different kind of risk than betting on solar, wind, gas or storage, all of which Thailand and its neighbours already know how to procure, price and build on schedule.
And Thailand is starting from close to zero. The Office of Atoms for Peace has done real groundwork since 2019, and a 2023 “123 Agreement” with the United States opens the door to technology cooperation. But reactor technology selection is reportedly still undecided, a streamlined “single-step” licensing framework needed to move fast enough is still a proposal from an academic conference rather than law, and no clear line of institutional responsibility for actually building the first unit has been identified. Two years is not a long runway to close all of that, especially if 9,000 MW — fifteen times the original pilot — is meant to arrive on anything like the 2037 horizon the earlier 600 MW plan assumed.
Whose interests does this serve?
It would be too simple to say the utilities and their partners “want” nuclear the way a company wants a subsidy. But it’s fair to ask who is positioned to gain from a 9,000 MW commitment appearing in every scenario before the public has weighed in. EGAT, the state utility, is the natural builder and operator of any Thai nuclear programme and has run feasibility studies alongside GPSC and Ratch Group — both of which are already signalling confidence that “every plant type” in the new plan can be cost-competitive, in an industry environment where SMR vendors from the US, South Korea and China are actively courting Southeast Asian governments as their home markets stall. Data-centre operators and hyperscalers, meanwhile, have every incentive to want a nuclear label attached to their power supply contracts, whatever the underlying economics, because it services their own decarbonisation claims.
None of these interests are illegitimate on their face. But they are also not the same thing as the public interest in the cheapest, fastest, most reliable path to a low-carbon grid — and Thailand’s own target of keeping average electricity prices near 4 baht per unit is difficult to reconcile with a technology whose unsubsidised cost estimates already sit above both gas and large-scale nuclear. If SMR costs run the way NuScale’s did, that gap gets closed one of two ways: taxpayers and ratepayers absorb it, or the 2037-and-beyond deployment timeline slips the way Linglong One’s has. Either outcome is a real risk being built into the base case of Thailand’s entire electricity system, not a hypothetical.
Is this a just transition?
Judged against the basics of energy justice — who decides, who benefits, who bears the risk — the picture is mixed rather than damning, and it’s worth resisting the temptation to flatten it into either “climate progress” or “nuclear madness.”
On distribution, the plan’s renewables ambition is genuinely large: the net-zero-RE case alone adds over 60,000 MW of solar and more than 50,000 MW of wind, alongside a 60–70% clean-energy target and real investment in rooftop solar, floating solar on dam reservoirs, and demand-side efficiency. That is not a plan abandoning renewables for nuclear; it’s building both, aggressively, at the same time.
On procedure, the picture is weaker. Locking a single, very large nuclear figure into all four options before the September public hearings limits what genuine consultation can achieve — the hearings can shape the renewables-versus-gas balance, but not test whether the public would trade some of that 9,000 MW for a faster, cheaper, all-renewables-and-storage alternative, because that alternative isn’t on the table. A plan that treats itself as offering real choice should be able to show its work on why nuclear was fixed rather than optimised — the underlying reliability modelling, the LOLE (loss-of-load) analysis, the alternative firm-capacity scenarios it was tested against. None of that appears to have been published alongside the four-option summary now circulating.
On risk-bearing, the exposure is asymmetric. If SMR underdelivers on cost or timeline — which is the base-rate outcome for first-of-a-kind nuclear programmes in countries with no prior nuclear fleet — the consequences land on the electricity tariff and on public finances, not on the vendors or the private generators positioning themselves around the programme now.
What to watch before the year is out
The September hearings are the real test of whether this becomes a participatory decision or a ratification exercise. The specific things worth demanding answers to: the reliability modelling that produced 9,000 MW as a constant rather than a variable, including whether a high-storage, high-demand-response, zero- or low-SMR alternative was ever modelled and what it would cost; the assumed capital cost, financing structure and risk allocation for the SMR build — who pays if it runs over budget or late, EGAT, the Treasury, or ratepayers; the site selection process, given no sites for a 9,000 MW programme have been publicly named; and the legal and regulatory milestones — licensing framework, technology selection, safety and waste management planning — that would need to happen well before 2030 for a 2037-class timeline to hold at fifteen times the original scale.
Thailand does need a serious answer to its coming night-time demand peak, and firm, low-carbon capacity is a legitimate part of that answer. Whether nine gigawatts of a technology with almost no global operating track record is the right size of bet, decided before the public had a real alternative to compare it against, is the question this plan has not yet had to answer out loud. It should have to, in September.
Sources: Thansettakij (thansettakij.com/economy/energy/666814, /666660, and /sustainable/net-zero/658372); Thai PBS PolicyWatch (policywatch.thaipbs.or.th/article/economy-270, /economy-224); The Momentum (themomentum.co/feature-small-reactor-modular); Hoonsmart (hoonsmart.com/archives/426301); Greenpeace Thailand, “โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR): ความหวังหรือกังขา?” (greenpeace.org/thailand/story/55496); Krungsri Research, “Small Modular Reactor (SMR): An Option or the Solution for Thailand’s Clean Energy Future” (krungsri.com/en/research/research-intelligence/smr-2026); Nation Thailand, “Thailand Eyes Single-Step Nuclear Licensing to Accelerate SMR Adoption” (nationthailand.com/business/tech/40052671); Utility Dive on the NuScale/UAMPS project cancellation; IEEFA, “SMRs: Still Too Expensive, Too Slow and Too Risky” (May 2024).
แผนพลังงานฉบับใหม่ของไทยทำให้ “นิวเคลียร์” กลายเป็นตัวเลขที่แตะต้องไม่ได้ — และแทบไม่มีใครพูดถึงเรื่องนี้
บทวิเคราะห์ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569 (PDP2026) และพันธสัญญาโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 9,000 เมกะวัตต์
เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2569 คณะอนุกรรมการภายใต้กระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบ 4 แนวทางการจัดหาไฟฟ้าทางเลือกสำหรับประเทศไทยไปจนถึงปี 2593 เมื่อมองผิวเผิน นี่คือสิ่งที่กระบวนการเปลี่ยนผ่านพลังงานที่แท้จริงควรจะเป็น นั่นคือการมี “ทางเลือก” — กรณีฐานที่พึ่งพาก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก กรณีที่ใช้เทคโนโลยีดักจับคาร์บอน กรณีมุ่งสู่ Net Zero ด้วยพลังงานหมุนเวียนเข้มข้น และกรณีกระจายแหล่งเชื้อเพลิงในประเทศ แต่ละกรณีมีสัดส่วนก๊าซ พลังงานแสงอาทิตย์ ลม และระบบกักเก็บพลังงานที่แตกต่างกันอย่างชัดเจน บางกรณีเพิ่มกำลังผลิตลมเกือบสามเท่าจากอีกกรณีหนึ่ง บางกรณีก็ยังคงสัดส่วนก๊าซไว้ใกล้เคียงปัจจุบัน แต่มีตัวเลขหนึ่งที่ไม่เคยเปลี่ยนเลยแม้แต่น้อย นั่นคือโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก หรือ SMR (Small Modular Reactor) — เทคโนโลยีที่ประเทศไทยไม่เคยสร้าง ไม่เคยขอใบอนุญาต ไม่เคยเลือกพื้นที่ตั้ง และไม่เคยเดินเครื่องมาก่อน — ปรากฏอยู่ในทุกทางเลือกทั้ง 4 กรณี ด้วยตัวเลขเดียวกันเป๊ะ คือ 9,000 เมกะวัตต์
จาก 600 เมกะวัตต์ สู่ 9,000 เมกะวัตต์ ในเวลาเพียงสองปี
เพื่อให้เห็นว่านี่คือการเปลี่ยนแปลงที่ใหญ่ขนาดไหน ลองไล่ดูตัวเลขแทนที่จะดูแค่ชื่อแผน ร่าง PDP2024 ซึ่งเป็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับก่อนหน้า เสนอก้าวแรกสู่พลังงานนิวเคลียร์อย่างระมัดระวังและมีลักษณะเป็นโครงการนำร่องอย่างชัดเจน คือหน่วยผลิตขนาด 300 เมกะวัตต์ 2 หน่วย ตั้งอยู่ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ โดยตั้งเป้าเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ราวปี 2580 (2037) รวมแล้วคือ 600 เมกะวัตต์ — เป็นเพียงโครงการนำร่องเท่านั้น
ร่างก่อนหน้านี้ในกระบวนการจัดทำ PDP2026 ที่เผยแพร่ในช่วงต้นปีนี้ ได้ปรับตัวเลขขึ้นเป็น 2,400 เมกะวัตต์ ซึ่งเพิ่มขึ้นถึง 4 เท่าแล้ว โดยให้เหตุผลส่วนหนึ่งว่าเป็นการป้องกันความเสี่ยงจากความต้องการไฟฟ้าที่พุ่งสูงขึ้นจากศูนย์ข้อมูล (data center) และยานยนต์ไฟฟ้า สื่อที่ติดตามร่างดังกล่าวระบุว่าเป็นการปรับเพิ่มที่น่าสนใจ แต่ก็ยังบรรยายว่า SMR เป็นเพียงหนึ่งในปัจจัยนำเข้าหลายตัวที่มีขนาดต่างกันไปในแต่ละสถานการณ์ แต่ฉบับที่คณะอนุกรรมการอนุมัติเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม ได้ตัดความยืดหยุ่นนั้นทิ้งไปโดยสิ้นเชิง กำลังผลิต SMR ถูกตรึงไว้ที่ 9,000 เมกะวัตต์ — เพิ่มขึ้นอีก 3.75 เท่าจากร่างฉบับก่อนหน้า และเพิ่มขึ้นราว 15 เท่าจาก 600 เมกะวัตต์ที่เคยวางแผนไว้เมื่อเพียงสองปีก่อน — และตัวเลขนี้เหมือนกันเป๊ะในทั้ง 4 ทางเลือกที่จะนำเข้าสู่กระบวนการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะ
สี่ทางเลือก กับตัวแปรเดียวที่ไม่เคยเปลี่ยน
| กรณีที่ 1 (ฐาน) | กรณีที่ 2 (Net Zero–CCS) | กรณีที่ 3 (Net Zero–RE) | กรณีที่ 4 (กระจายเชื้อเพลิง) | |
|---|---|---|---|---|
| ก๊าซธรรมชาติ | 24,500 MW | 24,500 MW | 16,800 MW | 18,900 MW |
| SMR (นิวเคลียร์) | 9,000 MW | 9,000 MW | 9,000 MW | 9,000 MW |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 28,890 MW | 28,890 MW | 61,300 MW | 40,890 MW |
| พลังงานลม | 10,360 MW | 10,360 MW | 52,700 MW | 23,360 MW |
| กำลังผลิตใหม่รวม | 72,750 MW | 72,750 MW | 139,800 MW | 92,150 MW |
รายละเอียดนี้คือสิ่งที่ควรใคร่ครวญให้ดี ก๊าซฟอสซิลแกว่งตัวอยู่ระหว่าง 16,800 ถึง 24,500 เมกะวัตต์ ขึ้นอยู่กับเส้นทางที่เลือก พลังงานแสงอาทิตย์แกว่งตัวระหว่าง 28,890 ถึง 61,300 เมกะวัตต์ พลังงานลมแกว่งตัวระหว่าง 10,360 ถึง 52,700 เมกะวัตต์ ตัวเลขเหล่านี้คือสิ่งที่กระบวนการวางแผนที่แท้จริงควรนำมาเทียบเคียงกัน — ทั้งด้านต้นทุน ความมั่นคง การใช้พื้นที่ และการปล่อยก๊าซเรือนกระจก — และปล่อยให้หลักฐานและความเห็นสาธารณะเป็นตัวขยับตัวเลข แต่นิวเคลียร์กลับไม่ถูกปฏิบัติเช่นนั้น มันดูเหมือนไม่ใช่ผลลัพธ์ที่ได้จากการคำนวณแบบจำลอง แต่เป็นค่าคงที่ที่แบบจำลองถูกสร้างขึ้นมาล้อมรอบมันแทน
รายละเอียดนี้ส่งผลต่อสิ่งที่จะเกิดขึ้นต่อไป การรับฟังความคิดเห็นสาธารณะกำหนดไว้ในเดือนกันยายน ก่อนที่จะนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขออนุมัติภายในสิ้นปีนี้ แต่หากทุกทางเลือกที่นำเสนอมี SMR 9,000 เมกะวัตต์อยู่แล้วเป็นค่าคงที่ การรับฟังความคิดเห็นก็ไม่อาจทำหน้าที่เป็นบททดสอบที่แท้จริงว่าประชาชนต้องการนิวเคลียร์ในขนาดนี้หรือไม่ ทำได้เพียงแค่ทดสอบว่าประชาชนชอบนิวเคลียร์ผสมกับอะไรมากกว่ากันเท่านั้น ดูเหมือนจะไม่มีทางเลือกเปรียบเทียบ — เช่น เส้นทางที่เน้นพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานสูง โดยไม่มี SMR เลยหรือมีน้อยกว่านี้มาก — ปรากฏอยู่ในทั้ง 4 กรณี การไม่มีทางเลือกเช่นนั้นก็คือทางเลือกเชิงนโยบายอย่างหนึ่งในตัวมันเอง และควรถูกพูดถึงก่อนที่การรับฟังความคิดเห็นจะเริ่มต้น ไม่ใช่หลังจากนั้น
เหตุผลของผู้วางแผน
ข้อโต้แย้งเรื่องความต้องการไฟฟ้าที่อยู่เบื้องหลัง PDP2026 นั้นมีน้ำหนักจริงและควรรับฟังอย่างจริงจัง แผนดังกล่าวระบุถึงปัจจัยขับเคลื่อนความต้องการไฟฟ้าใหม่ 4 ประการที่ไม่เคยปรากฏเด่นชัดเท่านี้ในแผนก่อนหน้า ได้แก่ รถไฟความเร็วสูง 4 เส้นทาง ระบบขนส่งมวลชนไฟฟ้า กองยานยนต์ไฟฟ้าที่คาดว่าจะมีรถยนต์ราว 13.5 ล้านคันและรถจักรยานยนต์ 10.8 ล้านคัน และตัวแปรใหม่ล่าสุดคือศูนย์ข้อมูล (data center) ซึ่งประเมินว่าจะเพิ่มความต้องการไฟฟ้าอีกราว 6,800 ถึง 8,800 เมกะวัตต์ โดยเป็นภาระที่ต้องเดินเครื่องต่อเนื่องตลอด 24 ชั่วโมง และมีแนวโน้มจะถูกกำหนดในสัญญาให้ต้องใช้ไฟฟ้า “สะอาด” ตลอดเวลาด้วย
รายละเอียดทางเทคนิคที่สำคัญที่สุดในร่างแผนทั้งหมดอาจเป็นเรื่องที่ว่าจุดสูงสุดของความต้องการไฟฟ้ารายวันของระบบกำลังเปลี่ยนจากช่วงบ่ายราว 14.30 น. ไปเป็นช่วงกลางคืนระหว่าง 21.00 ถึง 22.30 น. ซึ่งเป็นผลจากรูปแบบการชาร์จรถยนต์ไฟฟ้าและภาระของศูนย์ข้อมูล จุดสูงสุดที่เกิดขึ้นหลังพระอาทิตย์ตกคือจุดสูงสุดที่พลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถรองรับได้โดยตรง นี่คือข้อโต้แย้งที่แท้จริงของผู้วางแผนสำหรับกำลังผลิตที่มั่นคง พึ่งพาได้ และปล่อยคาร์บอนต่ำ และก็ไม่ใช่ข้อโต้แย้งที่ไร้สาระแต่อย่างใด ขณะเดียวกันก็เป็นข้อโต้แย้งเดียวกันเป๊ะกับที่อุตสาหกรรมนิวเคลียร์ใช้ในทุกตลาดที่พยายามกลับเข้าไปแข่งขัน หลังจากตลาดเหล่านั้นใช้เวลากว่าสิบห้าปีขยายพลังงานแสงอาทิตย์อย่างต่อเนื่อง
คำถามจึงไม่ใช่ว่าประเทศไทยต้องการกำลังผลิตที่มั่นคงในช่วงกลางคืนหรือไม่ — แน่นอนว่าต้องการ คำถามคือ SMR ขนาด 9,000 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นเทคโนโลยีที่ยังไม่ได้รับการพิสูจน์ คือหนทางที่ใช่หรือไม่ ด้วยต้นทุนเท่าใด กรอบเวลาใด และเมื่อเทียบกับทางเลือกอื่น (เช่น ระบบแบตเตอรี่ในขนาดที่แผนนี้ระบุไว้แล้วในทุกกรณี คือ 54,500 ถึง 55,000 เมกะวัตต์ หรือ 218,000 ถึง 220,000 เมกะวัตต์ชั่วโมง รวมถึงพลังน้ำแบบสูบกลับ การบริหารจัดการด้านความต้องการ และแน่นอนว่าอาจรวมถึงก๊าซธรรมชาติบางส่วนในฐานะเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่าน)
ตัวเลขทางเศรษฐศาสตร์ไม่ได้สนับสนุนตัวเลขนี้อย่างชัดเจน
นี่คือจุดที่ตรรกะของแผนเริ่มขัดแย้งกันเอง การวิเคราะห์ต้นทุนโดยหน่วยงานอิสระประเมินว่าต้นทุนก่อสร้าง SMR อยู่ที่ราว 5,000 ถึง 10,000 ดอลลาร์สหรัฐต่อกิโลวัตต์ และต้นทุนไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LCOE) อยู่ที่ 90 ถึง 160 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง — สูงกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่แบบดั้งเดิม (80–150 ดอลลาร์ต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง) และสูงกว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยอย่างมาก ซึ่งอยู่ที่ราว 79–86 ดอลลาร์ต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง SMR สูญเสียการประหยัดต่อขนาด (economies of scale) ที่ทำให้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่และพลังงานหมุนเวียนแข่งขันด้านต้นทุนได้ การสร้าง SMR รวมกันถึง 9,000 เมกะวัตต์ ไม่ได้แปลว่าจะได้รับ “ผลประหยัดจากการเรียนรู้” (learning curve) ตามที่อุตสาหกรรมสัญญาไว้โดยอัตโนมัติ จนกว่าจะมีการสร้างหน่วยผลิตจำนวนมากจากแบบมาตรฐานเดียวกันในที่ใดที่หนึ่งจริง ๆ เสียก่อน
สถิติผลงานจริงในระดับโลกจนถึงตอนนี้ยังบางเบา จากแบบ SMR หลายสิบแบบที่อยู่ระหว่างการพัฒนาทั่วโลก มีเพียงไม่กี่โครงการเท่านั้นที่เดินเครื่องแล้วหรืออยู่ระหว่างก่อสร้างจริง ไม่ว่าจะนับด้วยเกณฑ์ใดก็ตาม NuScale ซึ่งเป็นแบบที่ก้าวหน้าที่สุดในกระบวนการขออนุมัติของสหรัฐฯ และเคยเป็นเรือธงของอุตสาหกรรม ได้สูญเสียลูกค้าหลักไปในปี 2566 เมื่อโครงการของเทศบาลในรัฐยูทาห์ที่สร้างขึ้นเพื่อรองรับแบบนี้โดยเฉพาะล่มลงเพราะต้นทุนที่บานปลาย ส่วนโครงการ Linglong One ของจีน ซึ่งถูกยกมาเป็นหลักฐานว่า SMR สามารถสร้างได้จริงในวันนี้ มีรายงานว่าใช้งบประมาณเกินแผนราว 50% และล่าช้ากว่ากำหนดหลายปี ทั้งหมดนี้ไม่ได้แปลว่าเทคโนโลยี SMR จะใช้ไม่ได้ผลตลอดไป แต่ก็หมายความว่าการทุ่มเดิมพัน 9,000 เมกะวัตต์ — เกินหนึ่งในสิบของกำลังผลิตใหม่ทั้งหมดที่คาดการณ์ไว้ในกรณีที่ทะเยอทะยานที่สุด — ให้กับเทคโนโลยีที่แทบไม่มีประวัติการเดินเครื่องเชิงพาณิชย์เลย เป็นความเสี่ยงที่แตกต่างอย่างมีนัยสำคัญจากการเดิมพันกับพลังงานแสงอาทิตย์ ลม ก๊าซธรรมชาติ หรือระบบกักเก็บพลังงาน ซึ่งล้วนเป็นเทคโนโลยีที่ไทยและประเทศเพื่อนบ้านรู้วิธีจัดหา กำหนดราคา และก่อสร้างให้ทันตามกำหนดเวลาอยู่แล้ว
และประเทศไทยเริ่มต้นจากเกือบศูนย์ สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติได้วางรากฐานที่แท้จริงมาตั้งแต่ปี 2562 และ “ความตกลง 123” กับสหรัฐอเมริกาในปี 2566 ก็เปิดทางสู่ความร่วมมือด้านเทคโนโลยี แต่มีรายงานว่าการเลือกเทคโนโลยีเครื่องปฏิกรณ์ยังไม่ได้ข้อสรุป กรอบการออกใบอนุญาตแบบ “ขั้นตอนเดียว” ที่จำเป็นต่อการเร่งความเร็วให้ทันการณ์ ยังคงเป็นเพียงข้อเสนอจากเวทีวิชาการเท่านั้น ไม่ใช่กฎหมาย และยังไม่มีการระบุความรับผิดชอบเชิงสถาบันที่ชัดเจนว่าใครจะเป็นผู้สร้างหน่วยแรกจริง ๆ สองปีไม่ใช่เวลาที่นานพอจะปิดช่องว่างเหล่านี้ทั้งหมด โดยเฉพาะหาก 9,000 เมกะวัตต์ — 15 เท่าของแผนนำร่องเดิม — ยังคงมีเป้าหมายจะแล้วเสร็จในกรอบเวลาใกล้เคียงกับปี 2580 ที่เคยวางไว้สำหรับแผน 600 เมกะวัตต์เดิม
ใครได้ประโยชน์จากเรื่องนี้
การพูดว่าการไฟฟ้าและพันธมิตรของพวกเขา “ต้องการ” นิวเคลียร์ในแบบเดียวกับที่บริษัทหนึ่งต้องการเงินอุดหนุนนั้นคงง่ายเกินไป แต่ก็สมควรตั้งคำถามว่าใครอยู่ในตำแหน่งที่จะได้ประโยชน์จากการที่ตัวเลข 9,000 เมกะวัตต์ปรากฏอยู่ในทุกทางเลือกก่อนที่สาธารณชนจะได้แสดงความเห็น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะรัฐวิสาหกิจ เป็นผู้สร้างและผู้เดินเครื่องโครงการนิวเคลียร์ไทยโดยธรรมชาติ และได้ทำการศึกษาความเป็นไปได้ร่วมกับ GPSC และ RATCH Group มาแล้ว โดยทั้งสองบริษัทต่างส่งสัญญาณความมั่นใจว่าโรงไฟฟ้า “ทุกประเภท” ในแผนใหม่นี้จะสามารถแข่งขันด้านต้นทุนได้ ในบรรยากาศอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตเทคโนโลยี SMR จากสหรัฐฯ เกาหลีใต้ และจีน กำลังเดินหน้าเสนอตัวต่อรัฐบาลในเอเชียตะวันออกเฉียงใต้อย่างแข็งขัน ขณะที่ตลาดในประเทศบ้านเกิดของตนเองเริ่มชะลอตัว ในขณะเดียวกัน ผู้ประกอบการศูนย์ข้อมูลและบริษัทเทคโนโลยีขนาดใหญ่ก็มีแรงจูงใจเต็มที่ที่จะต้องการป้ายกำกับ “พลังงานนิวเคลียร์” ติดอยู่กับสัญญาจัดหาไฟฟ้าของตน ไม่ว่าตัวเลขเศรษฐศาสตร์ที่แท้จริงจะเป็นอย่างไร เพราะมันช่วยสนับสนุนคำกล่าวอ้างด้านการลดคาร์บอนของบริษัทเหล่านั้นเอง
ผลประโยชน์เหล่านี้ไม่ได้ผิดกฎหมายหรือไม่ชอบธรรมในตัวมันเอง แต่ก็ไม่ใช่สิ่งเดียวกันกับผลประโยชน์สาธารณะในการมีเส้นทางที่ถูกที่สุด เร็วที่สุด และน่าเชื่อถือที่สุดสู่โครงข่ายไฟฟ้าคาร์บอนต่ำ และเป้าหมายของไทยเองที่จะรักษาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยไว้ที่ราว 4 บาทต่อหน่วยนั้น ยากที่จะสอดคล้องกับเทคโนโลยีที่แม้แต่ตัวเลขต้นทุนโดยไม่มีการอุดหนุนก็ยังสูงกว่าทั้งก๊าซธรรมชาติและนิวเคลียร์ขนาดใหญ่อยู่แล้ว หากต้นทุน SMR บานปลายไปในทิศทางเดียวกับที่เกิดขึ้นกับ NuScale ช่องว่างนี้จะถูกปิดด้วยวิธีใดวิธีหนึ่งในสองทาง คือผู้เสียภาษีและผู้ใช้ไฟฟ้าต้องแบกรับภาระ หรือกรอบเวลาการเดินเครื่องหลังปี 2580 ต้องเลื่อนออกไปเหมือนที่เกิดขึ้นกับ Linglong One ไม่ว่าจะเป็นผลลัพธ์ใด นี่คือความเสี่ยงจริงที่กำลังถูกฝังไว้ในฐานของระบบไฟฟ้าทั้งประเทศไทย ไม่ใช่แค่สมมติฐาน
นี่คือการเปลี่ยนผ่านที่เป็นธรรมหรือไม่
เมื่อพิจารณาตามหลักพื้นฐานของความเป็นธรรมด้านพลังงาน — ใครเป็นผู้ตัดสินใจ ใครได้ประโยชน์ และใครแบกรับความเสี่ยง — ภาพที่เห็นคือความคลุมเครือมากกว่าจะเป็นข้อสรุปที่ชัดเจนไปทางใดทางหนึ่ง และควรระมัดระวังไม่ด่วนสรุปให้เหลือเพียง “ความก้าวหน้าด้านสภาพภูมิอากาศ” หรือ “ความบ้าคลั่งด้านนิวเคลียร์” อย่างใดอย่างหนึ่ง
ในด้านการกระจายผลประโยชน์ ความทะเยอทะยานด้านพลังงานหมุนเวียนของแผนนี้ถือว่ามากจริง กรณี Net Zero–RE เพียงกรณีเดียวเพิ่มพลังงานแสงอาทิตย์กว่า 60,000 เมกะวัตต์ และพลังงานลมกว่า 50,000 เมกะวัตต์ พร้อมเป้าหมายพลังงานสะอาด 60–70% และการลงทุนจริงในโซลาร์รูฟท็อป โซลาร์ลอยน้ำในเขื่อน และประสิทธิภาพพลังงานด้านผู้ใช้ นี่ไม่ใช่แผนที่ละทิ้งพลังงานหมุนเวียนเพื่อหันไปหานิวเคลียร์ แต่เป็นการสร้างทั้งสองอย่างไปพร้อมกันอย่างเข้มข้น
ในด้านกระบวนการ ภาพที่เห็นอ่อนแอกว่า การตรึงตัวเลขนิวเคลียร์ขนาดใหญ่มากตัวเลขเดียวไว้ในทุกทางเลือกทั้ง 4 กรณี ก่อนกระบวนการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะในเดือนกันยายน จำกัดสิ่งที่การปรึกษาหารืออย่างแท้จริงจะทำได้ — การรับฟังความคิดเห็นอาจกำหนดสัดส่วนระหว่างพลังงานหมุนเวียนกับก๊าซธรรมชาติได้ แต่ไม่สามารถทดสอบได้ว่าสาธารณชนจะยอมแลก SMR บางส่วนจาก 9,000 เมกะวัตต์นั้น เพื่อทางเลือกที่เร็วกว่า ถูกกว่า และพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนกับระบบกักเก็บพลังงานทั้งหมดหรือไม่ เพราะทางเลือกนั้นไม่ได้อยู่บนโต๊ะตั้งแต่แรก แผนที่อ้างว่าเปิดทางเลือกที่แท้จริงควรแสดงหลักฐานได้ว่าเหตุใดตัวเลขนิวเคลียร์จึงถูกตรึงไว้แทนที่จะถูกคำนวณหาค่าที่เหมาะสม — รวมถึงแบบจำลองความมั่นคงของระบบที่ใช้ การวิเคราะห์ LOLE (Loss of Load Expectation) และทางเลือกกำลังผลิตมั่นคงอื่น ๆ ที่นำมาเปรียบเทียบ ซึ่งดูเหมือนจะยังไม่มีการเผยแพร่ข้อมูลเหล่านี้ควบคู่ไปกับสรุปทั้ง 4 ทางเลือกที่เผยแพร่อยู่ในขณะนี้
ในด้านการแบกรับความเสี่ยง ภาระตกอยู่อย่างไม่สมดุล หาก SMR ไม่สามารถทำได้ตามต้นทุนหรือกรอบเวลาที่วางไว้ — ซึ่งเป็นผลลัพธ์พื้นฐานที่เกิดขึ้นบ่อยครั้งกับโครงการนิวเคลียร์ที่สร้างเป็นครั้งแรกในประเทศที่ไม่เคยมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์มาก่อน — ผลกระทบจะตกอยู่ที่ค่าไฟฟ้าและการคลังของภาครัฐ ไม่ใช่ที่ผู้ผลิตเทคโนโลยีหรือผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่กำลังวางตำแหน่งตนเองรอบโครงการนี้อยู่ในขณะนี้
สิ่งที่ควรจับตาก่อนสิ้นปี 2569 นี้
การรับฟังความคิดเห็นในเดือนกันยายนคือบททดสอบที่แท้จริงว่ากระบวนการนี้จะกลายเป็นการตัดสินใจที่ประชาชนมีส่วนร่วมจริง หรือเป็นเพียงพิธีกรรมรับรองสิ่งที่ตัดสินใจไว้แล้ว สิ่งที่ควรเรียกร้องคำตอบโดยเฉพาะ ได้แก่ แบบจำลองความมั่นคงของระบบที่นำไปสู่ตัวเลข 9,000 เมกะวัตต์ในฐานะค่าคงที่แทนที่จะเป็นตัวแปร รวมถึงว่าเคยมีการจำลองทางเลือกที่เน้นระบบกักเก็บพลังงานสูง การบริหารจัดการด้านความต้องการ และ SMR ในสัดส่วนต่ำหรือไม่มีเลยหรือไม่ และทางเลือกนั้นจะมีต้นทุนเท่าใด สมมติฐานด้านต้นทุนการลงทุน โครงสร้างการจัดหาเงินทุน และการจัดสรรความเสี่ยงสำหรับการก่อสร้าง SMR — ใครเป็นผู้รับภาระหากงบประมาณบานปลายหรือโครงการล่าช้า กฟผ. กระทรวงการคลัง หรือผู้ใช้ไฟฟ้า กระบวนการคัดเลือกพื้นที่ตั้งโครงการ เนื่องจากยังไม่มีการเปิดเผยพื้นที่ที่จะรองรับโครงการขนาด 9,000 เมกะวัตต์ต่อสาธารณะ และหมุดหมายด้านกฎหมายและกฎระเบียบ — กรอบการออกใบอนุญาต การเลือกเทคโนโลยี การวางแผนด้านความปลอดภัยและการจัดการกากกัมมันตรังสี — ที่จำเป็นต้องเกิดขึ้นก่อนปี 2573 เพื่อให้กรอบเวลาระดับปี 2580 เป็นไปได้จริงในขนาดที่ใหญ่กว่าเดิมถึง 15 เท่า
ประเทศไทยจำเป็นต้องมีคำตอบที่จริงจังสำหรับจุดสูงสุดของความต้องการไฟฟ้าในช่วงกลางคืนที่กำลังจะมาถึง และกำลังผลิตที่มั่นคงและปล่อยคาร์บอนต่ำก็เป็นส่วนหนึ่งที่ชอบธรรมของคำตอบนั้น แต่การเดิมพันด้วยเทคโนโลยีที่แทบไม่มีประวัติการเดินเครื่องจริงในระดับโลกถึง 9,000 เมกะวัตต์นั้นเป็นขนาดที่เหมาะสมหรือไม่ และการตัดสินใจนั้นเกิดขึ้นก่อนที่สาธารณชนจะมีทางเลือกจริงมาเปรียบเทียบหรือไม่ ยังคงเป็นคำถามที่แผนฉบับนี้ยังไม่ต้องตอบอย่างเปิดเผย และควรถึงเวลาที่ต้องตอบแล้วในเดือนกันยายนนี้
แหล่งข้อมูล: ฐานเศรษฐกิจ (thansettakij.com/economy/energy/666814, /666660 และ /sustainable/net-zero/658372); Thai PBS PolicyWatch (policywatch.thaipbs.or.th/article/economy-270, /economy-224); The Momentum (themomentum.co/feature-small-reactor-modular); Hoonsmart (hoonsmart.com/archives/426301); กรีนพีซ ประเทศไทย, “โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactors): ความหวังหรือกังขา?” (greenpeace.org/thailand/story/55496); Krungsri Research, “Small Modular Reactor (SMR): An Option or the Solution for Thailand’s Clean Energy Future” (krungsri.com/en/research/research-intelligence/smr-2026); Nation Thailand, “Thailand Eyes Single-Step Nuclear Licensing to Accelerate SMR Adoption” (nationthailand.com/business/tech/40052671); Utility Dive รายงานการยกเลิกโครงการ NuScale/UAMPS; IEEFA, “SMRs: Still Too Expensive, Too Slow and Too Risky” (พฤษภาคม 2567)
