พลังงานหมุนเวียนที่ประเทศไทยใช้อยู่ในปัจจุบัน ตอบโจทย์ความต้องการพลังงานของไทยได้ทั้งหมดหรือไม่ ?

คำตอบคือ ยังไม่ทั้งหมด แม้ว่าประเทศไทยมีทางเลือกจากพลังงานหมุนเวียนหลากหลายรูปแบบ ไม่ว่าจะเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม หรือพลังงานจากชีวมวล ซึ่งล้วนมีบทบาทสำคัญในการลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล มีการนำไปใช้แล้วจริง และถือเป็นส่วนหนึ่งของแผนการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของประเทศ

แต่ทว่าพลังงานหมุนเวียนแต่ละประเภทก็มีข้อจำกัดที่แตกต่างกัน ทั้งในด้านความต่อเนื่องของการผลิตไฟฟ้า ความสม่ำเสมอของทรัพยากร รวมถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้งานในรูปแบบต่าง ๆ ทำให้การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของไทยไม่สามารถพึ่งพาพลังงานหมุนเวียนเพียงรูปแบบใดรูปแบบหนึ่งได้

โดยเฉพาะบางอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้งานพลังงานในรูปแบบเฉพาะ ไม่ว่าจะเป็น กลุ่มอุตสาหกรรมที่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ยาก (Hard-to-abate Sector) อย่างอุตสาหกรรมหนักที่ต้องการความร้อนสูงและต่อเนื่อง เช่น การผลิตเหล็กที่ต้องเผาในเตาหลอม หรือการผลิตปูนซีเมนต์ที่ต้องเผาวัตถุดิบในเตาหมุน ซึ่งต้องใช้อุณหภูมิสูงกว่า 1,000 °C ¹ กระบวนการเหล่านี้ต้องการพลังงานความร้อนสูงที่พลังงานไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์ยังไม่เพียงพอ หรือไม่สามารถทดแทนได้โดยตรง

ภาคการขนส่งระยะไกล ที่ต้องอาศัยรถบรรทุกหนักเพื่อบรรทุกสิ่งของจำนวนมาก ข้อจำกัดด้านขนาด น้ำหนัก และเวลาชาร์จของแบตเตอรี่ จึงทำให้การใช้พลังงานไฟฟ้าในการขับเคลื่อนนั้นไม่ตอบโจทย์ รวมถึงกลุ่มอุตสาหกรรมที่ต้องการไฟฟ้าที่เสถียรและต่อเนื่อง ซึ่งหากเกิดเหตุการณ์ไฟตก หรือไฟดับ ก็อาจก่อให้เกิดความเสียหายต่อกระบวนการผลิตได้

และยังมีธุรกิจศูนย์ข้อมูล (Data Centre) ที่ภาครัฐสนับสนุนให้บริษัทต่างชาติเข้ามาลงทุน ซึ่งต้องการไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนอย่างมหาศาลและต่อเนื่อง² แต่เทคโนโลยีพลังงานสะอาดที่แพร่หลายที่สุดในไทยอย่างโซลาร์เซลล์ ก็ผลิตไฟฟ้าได้เฉพาะช่วงที่มีแสงอาทิตย์ และระบบกักเก็บพลังงาน (Battery Energy Storage System: BESS) ก็ยังไม่อยู่ในจุดที่เพียงพอจะหล่อเลี้ยงการใช้ไฟในระยะเวลานานได้อย่างสมบูรณ์

ข้อจำกัดเหล่านี้ไม่ได้หมายความว่าเราควรลดบทบาทของพลังงานหมุนเวียนที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน แต่สะท้อนว่า พลังงานหมุนเวียนเหล่านั้น ยังไม่สามารถตอบโจทย์ความต้องการพลังงานของไทยได้ทุกรูปแบบ

ด้วยเหตุนี้ การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานจึงจำเป็นต้องอาศัยเทคโนโลยีที่หลากหลาย เพื่อเติมเต็มข้อจำกัดของกันและกัน

บทความนี้ชวนทำความรู้จักกับเทคโนโลยีที่เข้ามาทำหน้าที่อุดช่องว่างดังกล่าว ได้แก่ ไฮโดรเจน (Hydrogen) และ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor: SMR) พร้อมทั้งมองไปถึงความท้าทายของการนำมาใช้และแนวทางการเตรียมพร้อม หากไทยพิจารณานำเทคโนโลยีทั้งสองนี้มาใช้จริง

ไฮโดรเจน: พาหะพลังงานที่ยังติดกับดักต้นทุน

ไฮโดรเจน (Hydrogen, H₂) เป็นก๊าซไร้สี ไร้กลิ่น ที่สามารถนำไปใช้ประโยชน์ได้หลากหลาย ทั้งเป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมันและเคมีภัณฑ์ เป็นเชื้อเพลิงสำหรับอุตสาหกรรมที่ต้องใช้ความร้อนสูง เช่น เหล็กและปูนซีเมนต์ รวมถึงใช้ผลิตไฟฟ้าผ่านเซลล์เชื้อเพลิง (Fuel Cell) สำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเซลล์เชื้อเพลิง (FCEV) และระบบกักเก็บพลังงานด้วยไฮโดรเจน (Hydrogen Energy Storage System: HESS) เมื่อถูกนำไปใช้ในกระบวนการเผาไหม้ จะไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO₂) มีเพียงไอน้ำ (H₂O) เป็นผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้³

สิ่งที่ทำให้ไฮโดรเจนมีบทบาทสำคัญในการเปลี่ยนผ่านพลังงาน คือการที่ไฮโดรเจนทำหน้าที่เป็น “ตัวกลางในการกักเก็บและขนส่งพลังงาน” ซึ่งหมายความว่า เราสามารถใช้พลังงานจากแหล่งต่าง ๆ มาผลิตและกักเก็บไว้ในรูปของไฮโดรเจน ก่อนนำไฮโดรเจนไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในภายหลัง จึงทำให้ไฮโดรเจนมีศักยภาพในการเชื่อมโยงแหล่งพลังงานสะอาดเข้ากับภาคส่วนที่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ยาก เช่น อุตสาหกรรมหนักและการขนส่งระยะไกล

อย่างไรก็ตาม ไฮโดรเจนไม่ใช่แหล่งพลังงานปฐมภูมิ (Primary Energy Source) อย่างเชื้อเพลิงฟอสซิล หรือพลังงานหมุนเวียนจากธรรมชาติ ไฮโดรเจนที่สามารถนำไปใช้ประโยชน์ได้นั้น ไม่ได้มีอยู่ตามธรรมชาติ แต่ต้องถูกผลิตขึ้นโดยอาศัยวัตถุดิบและพลังงานจากแหล่งอื่น เพื่อแยกไฮโดรเจนออกจากสารประกอบ เช่น น้ำ หรือก๊าซมีเทน (CH₄)

ด้วยเหตุนี้ ความสะอาดของไฮโดรเจนจึงไม่ได้ขึ้นอยู่แค่ตอนนำไปใช้ แต่ยังผูกติดอยู่กับแหล่งวัตถุดิบและพลังงานที่ใช้ในขั้นตอนการผลิต โดยมีการจำแนกไฮโดรเจนออกเป็น “เฉดสี” ตามกระบวนการผลิต หลัก ๆ ได้แก่ ไฮโดรเจนสีเทา (Grey Hydrogen) ผลิตจากก๊าซธรรมชาติและปล่อยก๊าซเรือนกระจกระหว่างกระบวนการ ไฮโดรเจนสีฟ้า (Blue Hydrogen) ผลิตจากก๊าซธรรมชาติเช่นกัน แต่ดักจับ CO₂ ไว้ใต้ดินด้วยเทคโนโลยีการดักจับและกักเก็บก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CCS: Carbon Capture and Storage) และ ไฮโดรเจนสีเขียว (Green Hydrogen) ผลิตด้วยกระบวนการแยกน้ำด้วยไฟฟ้า (Electrolysis) โดยใช้พลังงานไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียน 100% จึงเป็นไฮโดรเจนที่สะอาดที่สุด

อย่างไรก็ตาม ข้อมูลจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ปี 2567 ระบุว่า กว่า 95% ของไฮโดรเจนที่ผลิตได้ทั่วโลกยังคงเป็นไฮโดรเจนสีเทา⁴ เช่นเดียวกับประเทศไทยที่ยังคงใช้ไฮโดรเจนสีเทาเป็นหลัก โดยมีธุรกิจโรงกลั่นน้ำมันเป็นผู้ใช้รายใหญ่ ด้วยปริมาณกว่า 300,000 ตันต่อปี และยังไม่มีการผลิตไฮโดรเจนสีเขียวในระดับอุตสาหกรรม

เมื่อไฮโดรเจนที่สะอาดที่สุด กลับไม่ได้ถูกที่สุด

ความท้าทายแรกในการเพิ่มสัดส่วนการใช้ไฮโดรเจนสีเขียวในระดับอุตสาหกรรมคือ ต้นทุนการผลิต ที่ยังสูงกว่าไฮโดรเจนสีเทามาก ข้อมูลจากปี 2568 ชี้ว่า ไฮโดรเจนสีเทามีราคาอยู่ที่ประมาณ 2-2.5 USD/kg ในขณะที่ไฮโดรเจนสีเขียวราคาอยู่ที่ประมาณ 8-10 USD/kg ทำให้ราคาต้นทุนการผลิตจากการใช้ไฮโดรเจนคนละประเภท สามารถแตกต่างกันได้ถึง 5 เท่า⁵

สำหรับประเทศไทยที่การเข้าถึงไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนยังคงจำกัด การนำไฮโดรเจนสีเขียวมาทดแทนไฮโดรเจนสีเทาจึงยังไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์

ความท้าทายด้านต้นทุนนี้สร้างคำถามต่อเป้าหมายที่ปรากฏในร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับเดิม (แผน PDP2024) คือการผสมไฮโดรเจนในสัดส่วน 5% เข้ากับก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า และวางแผนที่จะทยอยเพิ่มสัดส่วนไปจนถึง 75% ภายในปี 2593 ซึ่งเป็นนโยบายที่มีต้นทุนสูงถึงราว 700 ล้าน USD/ปี แต่ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ไม่ถึง 2%⁶

ขณะเดียวกัน การประเมินของศูนย์วิจัยเศรษฐกิจและธุรกิจ ธนาคารไทยพาณิชย์ (SCB EIC) ชี้ว่า การใช้ไฮโดรเจนคาร์บอนต่ำผลิตไฟฟ้าอาจทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและค่าไฟต่อหน่วยในปี 2583 สูงขึ้น 28% และ 5% ตามลำดับ⁷

ความท้าทายที่สอง คือ การขาดโครงสร้างพื้นฐาน สำหรับการจัดเก็บและขนส่ง เนื่องจากไฮโดรเจนมีน้ำหนักเบา ไวต่อการทำปฏิกิริยา และกัดกร่อนโลหะเมื่ออยู่ในสถานะก๊าซแรงดันสูง ทำให้ต้องมีระบบจัดเก็บและขนส่งเฉพาะ ไม่ว่าจะเป็นการขนส่งในรูปก๊าซอัดผ่านท่อ (Compressed Gas) ที่ต้องทำจากวัสดุที่สามารถรองรับก๊าซไฮโดรเจนได้ การจัดเก็บในรูปของเหลว (Liquid Hydrogen) ที่ต้องรักษาอุณหภูมิประมาณ -253°C หรือการกักเก็บใต้ดิน (Underground Hydrogen Storage) ที่เป็นการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่เหมาะสม เช่น โดมหินเกลือ (Salt Domes) หรือแหล่งก๊าซธรรมชาติที่ใช้หมดแล้ว

แม้ว่าไทยจะมีโครงการนำร่องอยู่บ้าง เช่น สถานีต้นแบบพลังงานไฮโดรเจนในจังหวัดชลบุรี ความร่วมมือระหว่าง PTT, OR, Toyota และ BIG เพื่อทดลองการกักเก็บและจ่ายเชื้อเพลิงไฮโดรเจนให้แก่รถยนต์ไฟฟ้าเซลล์เชื้อเพลิง (Fuel Cell Electric Vehicle: FCEV) โดยให้บริการในรูปแบบรถรับส่งระหว่างสนามบินอู่ตะเภา⁸ และโครงการ Wind-Hydrogen Hybrid ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) เพื่อทดสอบการใช้ HESS กักเก็บพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ผลิตได้จากกังหันลม แต่ทุกโครงการยังคงอยู่ในระดับการทดลองใช้ในวงจำกัด และยังต้องการการพัฒนาเพื่อให้สามารถรองรับการใช้ในระดับอุตสาหกรรม

แต่ด้วยความไม่แน่นอนเชิงนโยบาย ที่ในขณะนี้แผน PDP2026 ยังอยู่ระหว่างร่าง ทำให้แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจน (Hydrogen Roadmap) สำหรับภาคพลังงาน ซึ่งจะทำหน้าที่กำหนดเป้าหมายและยุทธศาสตร์การใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ยังคงอยู่ระหว่างปรับปรุงแก้ไข และจะสามารถเสร็จสมบูรณ์ได้ ก็ต่อเมื่อแผน PDP2026 ถูกอนุมัติและประกาศใช้อย่างเป็นทางการ

ความไม่แน่นอนดังกล่าว ทำให้ไทยจึงติดอยู่ในวังวนที่ออกยาก ด้วยความไม่ชัดเจนของทิศทางนโยบาย เอกชนจึงไม่กล้าลงทุนพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานและยกระดับโครงการนำร่องสู่ระดับอุตสาหกรรม ส่งผลให้เกิดการผลิตที่ไม่มากพอ ต้นทุนไฮโดรเจนสีเขียวจึงยังไม่ลดลง และตราบใดที่ต้นทุนยังสูง ตลาดก็ไม่สามารถเติบโตพอที่จะดึงดูดการลงทุนเพิ่มได้

อย่างไรก็ตาม แรงกดดันจากมาตรการสิ่งแวดล้อมระหว่างประเทศ เช่น CBAM ของสหภาพยุโรป และนโยบาย RE100 ของบริษัทข้ามชาติในห่วงโซ่อุปทาน จะเพิ่มความต้องการไฮโดรเจนสีเขียวอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ และเมื่อเวลานั้นมาถึงหากโครงสร้างพื้นฐานยังไม่พร้อม ประเทศไทยก็อาจจะสูญเสียโอกาสและความสามารถในการแข่งขันไปโดยสิ้นเชิง

แล้วไทยควรทำอย่างไรกับไฮโดรเจนสีเขียว ?

ด้วยสถานการณ์ปัจจุบัน ที่การขยายขนาดการผลิตไฮโดรเจนสีเขียวเพื่อใช้ในภาคอุตสาหกรรมเป็นไปอย่างล่าช้า โจทย์สำคัญจึงอยู่ที่การวางแผนการใช้อย่างมีกลยุทธ์ โดยงานวิจัยจากโครงการ Clean, Affordable, and Secure Energy (CASE) for Southeast Asia⁹ ได้เสนอหลักคิดสำคัญเพื่อผลักดันให้ประเทศไทยสามารถใช้ประโยชน์จากไฮโดรเจนสีเขียวได้อย่างมีประสิทธิภาพ

ประการแรก กำหนดบทบาทของไฮโดรเจนสีเขียวให้ชัดเจน ควรจำกัดการใช้ไว้สำหรับงานที่ไม่สามารถทดแทนได้ด้วยไฟฟ้า โดยเริ่มที่อุตสาหกรรมกลั่นน้ำมันซึ่งเป็นผู้ใช้รายใหญ่ที่สุดแล้วขยายไปยังอุตสาหกรรมหนัก และการขนส่งระยะไกล เพราะหากผลักดันให้ใช้ในวงกว้างโดยไม่กำหนดลำดับความสำคัญ ความต้องการไฟฟ้าของประเทศอาจเพิ่มขึ้นถึง 75% ภายในปี 2593 ส่งผลให้เกิดต้นทุนเชิงระบบที่สูงขึ้น และทำให้ไทยต้องเพิ่มการพึ่งพาการนำเข้าไฮโดรเจนเพิ่มขึ้นหากการผลิตในประเทศไม่เพียงพอ

ประการที่สอง เร่งขยายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากค่าไฟคิดเป็นราวครึ่งหนึ่งของต้นทุนการผลิตไฮโดรเจนสีเขียว การทำให้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนถูกลงคือกุญแจสำคัญ หากไทยเร่งขยายพลังงานหมุนเวียน ต้นทุนของไฮโดรเจนสีเขียวอาจลดลงมาอยู่ที่ 5-7 USD/kg ได้ภายในปี 2573 โดยเฉพาะในพื้นที่ EEC ที่มีทั้งโรงกลั่นขนาดใหญ่และศักยภาพพลังงานแสงอาทิตย์สูง อาจทำให้ต้นทุนต่ำกว่า 6 USD/kg ได้

พร้อมกันนั้น ก่อนที่จะวางแผนโครงสร้างพื้นฐานขนาดใหญ่เพิ่มเติม ไทยควรประเมินศักยภาพการกักเก็บไฮโดรเจนในโพรงเกลือในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งในปัจจุบันยังมีเพียงการศึกษาเบื้องต้นเท่านั้น ก่อนที่จะวางแผนโครงสร้างพื้นฐานขนาดใหญ่ที่อาจผูกมัดไทยกับเส้นทางที่ไม่คุ้มค่าในระยะยาว

SMR: พลังงานนิวเคลียร์รูปแบบใหม่ ที่โลกยังพิสูจน์ไม่ครบ

แม้ไฮโดรเจนสีเขียวจะช่วยเติมเต็มช่องว่างบางส่วนได้ แต่ยังคงมีช่องว่างที่เหลืออยู่คือ ความต้องการไฟฟ้าที่เสถียรและต่อเนื่อง โดยเฉพาะจากกลุ่มอุตสาหกรรมที่ต้องการพลังงานในปริมาณสูงอย่าง Data Centre และปัญญาประดิษฐ์ (Artificial Intelligence: AI) ที่คาดว่าจะใช้ไฟฟ้าเป็นสัดส่วนราว 40% ของความต้องการไฟฟ้าภายในปี 2593^{10 11} ทำให้ประเทศไทยยังต้องการแหล่งพลังงานที่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ในปริมาณมากและอย่างสม่ำเสมอ

สำหรับการปิดช่องว่างนี้ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor: SMR) ถูกหยิบยกขึ้นมาพิจารณา โดยในร่างแผน PDP2026 ล่าสุด ไทยได้เพิ่มเป้าการผลิตไฟฟ้าจาก SMR เป็น 2,400 เมกะวัตต์ (MW) เพิ่มขึ้นจากร่างเดิมที่เคยกำหนดไว้ที่ 600 MW

SMR คืออะไร ?

SMR คือ โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขนาดเล็ก ที่มีเครื่องปฏิกรณ์ (Nuclear Reactor: อุปกรณ์ที่ใช้ควบคุมการเกิดและความเร็วของปฏิกิริยานิวเคลียร์) ซึ่งถูกออกแบบมาให้มีรูปแบบการผลิตแบบโมดูล (Modular) โดยจะถูกผลิตเป็นหน่วยย่อย ๆ จากโรงงาน แล้วจึงขนส่งไปยังพื้นที่เป้าหมายเพื่อติดตั้งและประกอบเป็นโรงไฟฟ้า โดยทั่วไปแล้ว กำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 300 MW ต่อโมดูล น้อยกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบดั้งเดิมประมาณ 3 เท่า

จุดเด่นสำคัญของ SMR เทียบกับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบใหญ่ คือ รูปแบบการผลิตแบบโมดูล ซึ่งทำให้ผู้ผลิตสามารถควบคุมคุณภาพการผลิตได้ง่ายภายในสภาวะควบคุมของโรงงาน เพิ่มความยืดหยุ่นทั้งในการปรับกำลังการผลิตไฟฟ้าและการซ่อมบำรุง โดยสามารถเลือกเดิน หรือหยุดเครื่องทีละโมดูลได้ หรือแค่ติดตั้งโมดูลเพิ่มตามความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มากขึ้นโดยไม่ต้องสร้างโรงงานใหม่¹² อีกทั้งยังช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการก่อสร้าง ด้วยการย่นระยะเวลาการก่อสร้างในพื้นที่ จาก 5-6 ปี เหลือเพียง 3-4 ปี และด้วยขนาดโรงงานที่เล็กลงทำให้ใช้พื้นที่การก่อสร้างน้อยลง จาก 1,000 ไร่ เหลือเพียงประมาณ 100 ไร่ ช่วยลดต้นทุนในการสร้างโดยรวม¹³

นอกจากนี้ SMR ยังถูกออกแบบมาให้มีระบบความปลอดภัยแบบพึ่งพาตนเองได้ (Passive Safety System) คือการพึ่งพากฎฟิสิกส์ธรรมชาติ เช่น แรงโน้มถ่วง การลอยตัวของไอน้ำ ในการออกแบบระบบระบายความร้อนและหยุดเครื่องอัตโนมัติโดยไม่พึ่งพาระบบไฟฟ้าหรือคำสั่งจากมนุษย์ ซึ่งเป็นการพัฒนาที่นำบทเรียนจากเหตุการณ์ในอดีตมาปรับปรุง เช่น การระเบิดของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เชอร์โนบิล ในสหภาพโซเวียต (ปัจจุบันคือพื้นที่ในประเทศยูเครน) เมื่อปี 2529 และการประสบภัยพิบัติแผ่นดินไหวและสึนามิของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ฟุกุชิมะ ประเทศญี่ปุ่น เมื่อปี 2554

แต่ข้อดีบนหน้ากระดาษ เป็นจริงแค่ไหน ?

ข้อมูลล่าสุด (ณ 1 ก.ค. 2569) จากสมาคมนิวเคลียร์โลก (World Nuclear Association) ระบุว่าปัจจุบันมี SMR  133 แห่ง ใน 21 ประเทศ แต่มีเพียง 2 แห่ง ในรัสเซียและจีนเท่านั้น ที่เปิดดำเนินการอย่างเป็นทางการ อีก 5 แห่ง อยู่ระหว่างก่อสร้าง และอีก 126 แห่ง ยังอยู่ในขั้นวางแผนและพัฒนา^{14 15}

นั่นหมายความว่า SMR ยังคงเป็น โครงการแบบ First-of-a-Kind (FOAK) ที่แนวคิดด้านความคุ้มค่าและความปลอดภัยยังไม่ได้รับการพิสูจน์ในเชิงพาณิชย์อย่างกว้างขวาง โครงการรุ่นแรก ๆ ยังคงมีความเสี่ยงสูงในการดำเนินการและผลลัพธ์ที่คาดหวัง ก่อให้เกิดต้นทุนที่สูงในการเข้าสู่ตลาด เพื่อรองรับความเสี่ยงเหล่านั้น¹⁶

การประหยัดต่อขนาด (Economies of Scale) ที่ยังน้อยกว่า ทำให้ SMR รุ่นแรก ๆ ยังคงมีต้นทุนการก่อสร้าง (Overnight Cost) ที่สูงกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบดั้งเดิม เป็นเหตุให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย (Levelized Cost of Electricity: LCOE) ของ SMR จะอยู่ที่ประมาณ 90-160 USD ต่อพันหน่วย (MWh)¹⁷ ซึ่งยังคงแพงกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่และโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ¹⁸

แม้ว่าต้นทุนของ SMR จะสามารถลดลงได้ในระยะยาวเมื่อมีการนำมาใช้ในเชิงพาณิชย์อย่างแพร่หลายมากขึ้น แต่การจะไปถึงจุดนั้นได้ ต้องอาศัยการนำมาใช้จริงที่มากพอและต่อเนื่อง ซึ่งจากการคาดการณ์ของ International Energy Association (IEA) ประเมินว่าต้นทุนจำเป็นต้องลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณ 4,500 USD/kW ในสหรัฐอเมริกาและยุโรป (และ 2,500 USD/kW ในจีน) ภายในปี 2583 เพื่อให้ SMR มีความสามารถในการแข่งขันด้านต้นทุนและนำไปสู่การใช้งานในวงกว้างได้¹⁹

ความท้าทายของ SMR ในบริบทไทย

นอกจากปัญหาต้นทุนและความไม่แน่นอนของเทคโนโลยีที่เป็นโจทย์ร่วมของทุกประเทศ ไทยยังมีความท้าทายเฉพาะตัวอีกหลายประการ

ประการแรก การสื่อสารและการสร้างความรับรู้ของสาธารณะ คำว่า “นิวเคลียร์” ผูกติดกับภาพจำของระเบิดนิวเคลียร์และอุบัติเหตุโรงไฟฟ้า ซึ่งแม้ว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะใช้ประโยชน์จากปฏิกิริยาทางนิวเคลียร์ที่แตกต่างจากระเบิดนิวเคลียร์ และ SMR เองก็มีการปรับปรุงระบบความปลอดภัยจากโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม แต่หากข้อมูลดังกล่าวไม่ถูกสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพไปยังประชาชน ก็ย่อมไม่ก่อให้เกิดความรับรู้ของสาธารณะ

งานวิจัยจากสหราชอาณาจักร ได้ศึกษาการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้เสีย (Stakeholder Engagement) และการยอมรับจากสาธารณะ (Public Acceptance) ต่อการพัฒนา SMR โดยใช้ข้อมูลจากการสำรวจครัวเรือนที่อาศัยอยู่ภายในรัศมี 1 ไมล์ใน 2 พื้นที่ที่ถูกเสนอเป็นพื้นที่พัฒนาโครงการ SMR ควบคู่ไปกับการวิเคราะห์ผลโดยวิธีเชิงปริมาณ

ผลการศึกษาพบว่า การมีส่วนร่วมจากผู้มีส่วนได้เสีย สามารถสร้างความเชื่อมั่นของผู้มีส่วนได้เสียต่อโครงการได้มากขึ้น ซึ่งการสร้างการมีส่วนร่วมจะมีประสิทธิภาพมากที่สุด ก็ต่อเมื่อเป็นการดำเนินการแบบสองทาง (Two-way) และเปิดให้ประชาชนมีส่วนร่วมอย่างทั่วถึง แทนที่จะดำเนินการแบบทางเดียว (One-way) หรือทำแบบพอเป็นพิธี (Symbolic) โดยมีการกล่าวถึงกลไกการสื่อสาร เช่น การประชุมรับฟังความคิดเห็นของคนในพื้นที่ การมีเว็บไซต์สื่อสารที่เป็นมิตรต่อผู้ใช้งาน (User-friendly) หรือการใช้ภาษาที่เข้าใจง่ายในการสื่อสาร เป็นตัวอย่างของการสื่อสารที่โปร่งใสและชอบธรรม (Osiolo & Mukundan, 2569)²⁰

ประการที่สอง การพัฒนากฎหมายและองค์กรกำกับดูแล แม้ไทยจะมีพ.ร.บ. พลังงานนิวเคลียร์เพื่อสันติ พ.ศ. 2559 ที่วางระบบใบอนุญาตไว้แล้ว แต่สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ (ปส.) เคยระบุว่ากฎหมายนี้มุ่งสร้างมาตรการด้านความปลอดภัย ไม่ใช่อำนวยความสะดวกให้เกิดการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เชิงพาณิชย์ และในขณะเดียวกัน การพัฒนา SMR ก็ต้องสอดคล้องกับกรอบมาตรฐานความพร้อมในระดับสากลด้วย

ในระดับนานาชาติ ทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (International Atomic Energy Agency: IAEA) องค์กรระหว่างประเทศ ซึ่งมีบทบาทหลักในการส่งเสริมการใช้พลังงานนิวเคลียร์เพื่อการพัฒนาสันติ รวมถึงพัฒนามาตรฐานความปลอดภัยและความมั่นคงทางนิวเคลียร์ ก็ได้กำหนดแนวทาง IAEA Milestones Approach สำหรับประเทศที่สนใจจะมีโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์แห่งแรกจะต้องพัฒนาและปฏิบัติตามให้ครบถ้วน

โดยแนวทางดังกล่าวครอบคลุมประเด็นด้านโครงสร้างพื้นฐานทางนิวเคลียร์จำนวน 19 ประเด็น (Nuclear Infrastructure Issues) และสามารถแบ่งได้เป็น 3 ระยะ (Phases) ตั้งแต่ ระยะแรก การศึกษาความเป็นไปได้และประเมินความเหมาะสมก่อนตัดสินใจเริ่มโครงการ โดยพิจารณาว่าพลังงานนิวเคลียร์เหมาะสมกับประเทศหรือไม่ ระยะที่ 2 การเตรียมความพร้อมก่อนก่อสร้าง หลังมีมติเดินหน้าโครงการต้องจัดตั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและพัฒนากฎหมาย รวมทั้งระบบกำกับดูแลให้พร้อม ไปจนถึงระยะที่ 3 ดำเนินการก่อสร้างและเริ่มต้นโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แห่งแรก เพื่อให้โครงการสามารถนำไปสู่การใช้งานจริงอย่างเป็นระบบ โดยจากประสบการณ์และการประเมินของ IAEA ประเทศที่ไม่เคยมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์มาก่อน อาจต้องใช้เวลาในการเตรียมความพร้อมทั้งหมดประมาณ 10-15 ปี นับตั้งแต่เริ่มพิจารณาทางเลือกด้านพลังงานนิวเคลียร์ไปจนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า²¹

แม้ว่าในปัจจุบัน ประเทศไทยจะมีฐานความรู้และผ่านการประเมินระยะแรกของ IAEA แล้ว แต่ในทางปฏิบัติ ไทยยังอยู่ในช่วงเตรียมการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 โดยยังติดข้อจำกัดใน 2 ประเด็นโครงสร้างพื้นฐานทางนิวเคลียร์²² คือ การสร้างความเข้าใจและการยอมรับจากประชาชน ตามที่กล่าวไปข้างต้น และการปรับปรุงกรอบกฎหมายและโครงสร้างกำกับดูแล ซึ่งยังมีช่องว่างสำคัญที่ต้องพัฒนา ได้แก่

1. ความทับซ้อนของอำนาจกำกับดูแล ตามการวิเคราะห์ของ ผศ.ดร.ปิติ เอี่ยมจำรูญลาภ คณะนิติศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย การก่อสร้าง SMR นั้น อยู่ภายใต้ พ.ร.บ.พลังงานนิวเคลียร์ฯ 2559 และ พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน 2550 ในเวลาเดียวกัน ก่อให้เกิดความทับซ้อนในอำนาจกำกับดูแลระหว่าง ปส. กับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยเฉพาะในขั้นตอนการก่อสร้างที่ SMR ต้องเผชิญกับปัญหาความทับซ้อนของการตรวจสอบและการกำกับดูแลการก่อสร้างจากกฎหมายทั้งสองฉบับนี้ ²³

2. การขาดกฎหมายเกี่ยวกับความรับผิดทางแพ่งต่อความเสียหายทางนิวเคลียร์ ที่จะกำหนดว่าหากเกิดอุบัติเหตุ ใครต้องรับผิด ในขอบเขตเท่าใด และการชดเชยทำงานอย่างไร ซึ่งถือเป็นเงื่อนไขพื้นฐานที่นักลงทุนและบริษัทประกันภัยต้องการก่อนเข้ามาเกี่ยวข้องกับโครงการ รวมถึงเป็นการสร้างความมั่นใจให้แก่ประชาชนด้วยว่าจะได้รับการปกป้องคุ้มครองทางกฎหมายที่เป็นธรรม ซึ่ง ปส. เองก็มองเห็นถึงช่องว่างนี้ และกำลังผลักดันให้มีการออกกฎหมายเพื่อปิดช่องว่างดังกล่าว²⁴

ประการที่สาม บุคลากรและวัฒนธรรมความปลอดภัย การบริหารจัดการ SMR ต้องการผู้เชี่ยวชาญจากหลากหลายสาขา ทั้งวิศวกรนิวเคลียร์ ผู้ควบคุมเครื่องปฏิกรณ์ และผู้เชี่ยวชาญด้านกากกัมมันตรังสี รวมถึงต้องสร้างวัฒนธรรมองค์กรที่ให้ความสำคัญกับความปลอดภัยในทุกระดับ ซึ่งการเตรียมความพร้อมเหล่านี้ ก็รวมอยู่ในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานทางนิวเคลียร์ทั้ง 19 ด้าน ตามที่ระบุใน IAEA Milestones Approach ด้วย²⁵

ประการที่สี่ การจัดการกากกัมมันตรังสี โดยเฉพาะกากกัมมันตรังสีระดับสูง ที่ได้มาจากการใช้เชื้อเพลิงนิวเคลียร์โดยตรง ซึ่งแม้จะมีปริมาณออกมาน้อยที่สุด (สำหรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาด 1,000 MW กากกัมมันตรังสีระดับสูงมีปริมาตรประมาณ 3% จากกากทั้งหมด) แต่เป็นกากที่มีความร้อนและความเข้มข้นของรังสีอยู่ในระดับสูงและมีอายุยืนยาวที่สุด

โดยที่ผ่านมา ไทยไม่เคยรับมือกับกากระดับสูงมาก่อน ซึ่งมีการจัดการที่ซับซ้อน คือต้องพักกากระดับสูงไว้ประมาณ 40-50 ปี ให้กัมมันตรังสีสลายตัวจนกลายเป็นกากระดับต่ำก่อน แล้วจึงค่อยเข้าสู่กระบวนการแปรรูปเป็นของแข็งเพื่อความง่ายในการจัดเก็บ จนไปถึงขั้นสุดท้ายคือ การจัดเก็บถาวรในชั้นธรณีวิทยา (Deep Geological Disposal) ที่ต้องแยกตัวจากสิ่งแวดล้อมอย่างเด็ดขาดเพื่อไม่ให้เกิดการปนเปื้อน

นอกจากนี้ ผลการศึกษาบางชิ้นได้ชี้ว่า SMR อาจสร้างกากกัมมันตรังสีเพิ่มขึ้นถึง 2-30 เท่าต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ เมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบใหญ่ เนื่องจากขนาดที่เล็กลงของแกนปฏิกรณ์ใน SMR เป็นเหตุให้เกิดการรั่วไหลของนิวตรอน (Neutron Leakage) ในสัดส่วนที่สูง และไปทำปฏิกิริยากับโครงสร้างรอบข้าง จนทำให้วัสดุดังกล่าวปนเปื้อนกลายเป็นกากกัมมันตรังสี²⁶

ประการที่ห้า การพึ่งพาผู้จัดจำหน่าย (Supplier) ภายนอก หากต้องการเดินหน้ากับ SMR ไทยต้องนำเข้าเทคโนโลยีทั้งหมดจากต่างประเทศ โดยปัจจุบันมีเพียงรัสเซียและจีนที่มีประสบการณ์เดินเครื่อง SMR อย่างเป็นทางการ ขณะที่ประเทศที่เหลือยังอยู่ในระยะพัฒนา การเลือกผู้จัดจำหน่ายจึงไม่ใช่แค่เรื่องเทคโนโลยี แต่ยังหมายถึงข้อผูกพันทางการเงิน เงื่อนไขการถ่ายทอดเทคโนโลยี และความสัมพันธ์เชิงยุทธศาสตร์ที่มีมิติด้านความมั่นคงและภูมิรัฐศาสตร์เข้ามาเกี่ยวพัน

แล้วตอนนี้ไทยควรทำอย่างไรกับ SMR ?

SMR มีหลักการที่น่าสนใจ แต่ยังเป็นเทคโนโลยีที่ซับซ้อนและยังคงอยู่ในขั้นพัฒนา ไทยจึงควรใช้เวลาพิจารณาอย่างรอบคอบและยังไม่ควรเร่งสร้างข้อผูกมัด

ในระยะสั้น ไทยสามารถเตรียมความพร้อมด้วยการวางรากฐาน ได้แก่ พัฒนากรอบกฎหมายและกำกับดูแล สร้างฐานความรู้และบุคลากร ปลูกฝังวัฒนธรรมความปลอดภัย และสื่อสารข้อมูลพร้อมรับฟังประชาชนอย่างทั่วถึง กิจกรรมเหล่านี้มีคุณค่าในตัวเองและจะช่วยให้ไทยตัดสินใจได้อย่างรอบรู้เมื่อเทคโนโลยี SMR มีความพร้อมใช้มากขึ้น

สิ่งที่ควรหลีกเลี่ยงในระยะนี้คือ การผูกมัดทางการเงินหรือการเมืองกับผู้จัดจำหน่ายรายใดรายหนึ่งโดยเฉพาะ เพราะในขณะที่ต้นทุนและประสิทธิภาพของ SMR ยังพิสูจน์ไม่ได้อย่างแพร่หลาย การรับความเสี่ยงเหล่านั้นมาโดยขาดข้อมูลย่อมไม่ใช่การตัดสินใจที่รอบคอบ

บทสรุป

เรื่องราวของไฮโดรเจนสีเขียวและ SMR มีความน่าสนใจในฐานะเทคโนโลยีที่จะช่วยปิดช่องว่างทางพลังงานให้แก่ประเทศ แต่ก็สะท้อนรูปแบบปัญหาที่คล้ายกัน นั่นคือต้นทุนสูงเพราะตลาดยังเล็ก และสำหรับ SMR ยังมีเรื่องความไม่แน่นอนของเทคโนโลยีและความพร้อมของประเทศเข้ามาเสริมด้วย ซึ่งแม้ว่าที่ผ่านมา ภาครัฐก็พยายามผลักดันโครงการนำร่องสำหรับไฮโดรเจนสีเขียว และคาดการณ์ว่าจะบรรจุ SMR ในร่างแผน PDP2026 แต่ความพร้อมใช้ของทั้งสองเทคโนโลยีก็อาจจะยังไม่อยู่ในขั้นการใช้งานได้จริง ซึ่งถือเป็นตัวแปรที่ไม่สามารถควบคุม หรือคาดการณ์ได้อย่างแน่นอน

ระหว่างการพัฒนาของทั้งสองเทคโนโลยี สิ่งที่ภาครัฐทำได้และควรทำวันนี้คือ การมุ่งขยายพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการพิสูจน์ความเป็นไปได้ในทางปฏิบัติแล้วให้เต็มที่ โดยเฉพาะการลงทุนในระบบกักเก็บพลังงานและการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้ทันสมัยเพื่อเสริมความยืดหยุ่นแก่ระบบ ซึ่งสิ่งเหล่านี้เป็นการอุดช่องว่างด้านพลังงานสะอาดที่ไทยสามารถทำได้ทันทีและครอบคลุมความต้องการส่วนใหญ่ได้อย่างดี อีกทั้งยังเป็นโครงสร้างพื้นฐานที่ประเทศจะได้ใช้ประโยชน์อย่างแน่นอน ไม่ว่าเทคโนโลยีไฮโดรเจนสีเขียว และ SMR จะเดินไปในทิศทางใด

พร้อมกันนั้น นอกจากความมุ่งมั่นในหน้ากระดาษ ภาครัฐต้องสนับสนุนการพัฒนาทั้งในด้านสถาบัน กฎหมาย และบุคลากร ให้พร้อมรับมือกับเทคโนโลยีที่สนใจ และสิ่งสำคัญที่สุดคือ การกำหนดบทบาทของแต่ละเทคโนโลยีให้ชัดเจน ว่าเทคโนโลยีแต่ละประเภทเหมาะสำหรับการใช้งานแบบใดและจะสามารถอุดช่องว่างใดในระบบพลังงานไทย

ทั้งนี้ การเปลี่ยนผ่านพลังงานไม่ได้จบลงเพียงการลดก๊าซเรือนกระจกโดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาดเท่านั้น แต่ต้องครอบคลุมไปถึงการปรับปรุงระบบให้สามารถรองรับการเข้ามาของพลังงานหมุนเวียน และส่งต่อพลังงานเหล่านั้นไปยังมือผู้ใช้ได้อย่างเสถียรและมีประสิทธิภาพ

บทความถัดไปใน Energy Transition series จะพาไปทำความเข้าใจความจำเป็นและแนวทางในการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้ทันสมัย (Grid Modernisation) ที่จะเป็นส่วนหนึ่งในผลักดันการเปลี่ยนผ่านพลังงานของไทยให้ประสบความสำเร็จ

บทความชิ้นนี้จัดทำภายใต้โครงการพลังงานสะอาด เข้าถึงได้ และมั่นคง สำหรับภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ (Clean, Affordable and Secure Energy: CASE for Southeast Asia)

---

อ้างอิง

1. [1] Preecha Concrete Pile. (ไม่ระบุวันที่). กระบวนการผลิตปูนซีเมนต์ ขั้นตอน และเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้อง. Preecha Concrete Pile. https://www.preechaconcretepile.co.th/cement-production-process/#3-การเผาไหม้-clinker-burning ↩︎
2. [2] อภิภูชยะกุล ณ. (2567, มิถุนายน). พลังงานสะอาดสำคัญอย่างไรในสมรภูมิการลงทุน Data Centre ?. POSTTODAY. https://www.posttoday.com/smart-city/709780 ↩︎
3. [3] กลุ่มติดตามฯ กตป. (2566, กรกฎาคม). พลังงานไฮโดรเจน พลังงานทางเลือกแห่งอนาคต. สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม. https://www.onep.go.th/พลังงานไฮโดรเจน-พลังงาน/ ↩︎
4. [4] กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน.(2567, กันยายน). พลังงานไฮโดรเจน (Hydrogen Energy). กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน.https://www.dede.go.th/articles?id=7219 ↩︎
5. [5] Barrera, F., Colak, E., Pujantoro, M., Saelim, S., Lee, S., & Kiatgrajai, M. (2569, กุมภาพันธ์). Identifying where renewable-based hydrogen adds value: Strategic priorities for Thailand’s energy sector. Clean, Affordable and Secure Energy for Southeast Asia (CASE). https://caseforsea.org/post_knowledge/identifying-where-renewable-based-hydrogen-adds-value-strategic-priorities-for-thailands-energy-sector/ ↩︎
6. [6] Barrera, F., Colak, E., Pujantoro, M., Saelim, S., Lee, S., & Kiatgrajai, M. (2569, กุมภาพันธ์). Identifying where renewable-based hydrogen adds value: Strategic priorities for Thailand’s energy sector. Clean, Affordable and Secure Energy for Southeast Asia (CASE). https://caseforsea.org/post_knowledge/identifying-where-renewable-based-hydrogen-adds-value-strategic-priorities-for-thailands-energy-sector/ ↩︎
7. [7] กองบรรณาธิการ Policy Watch. (2567, กรกฎาคม). PDP ฉบับใหม่เริ่มใช้ พลังงานไฮโดรเจนในปี 2030. POLICY WATCH. https://policywatch.thaipbs.or.th/article/economy-75 ↩︎
8. [8] ผู้จัดการออนไลน์. (2565, พฤษจิกายน). 4 ยักษ์ใหญ่ “PTT-OR-TOYOTA-BIG” เปิดสถานีเติมไฮโดรเจนแห่งแรกในไทย. MRG ONLINE. https://mgronline.com/business/detail/9650000106734 ↩︎
9. [9] Barrera, F., Colak, E., Pujantoro, M., Saelim, S., Lee, S., & Kiatgrajai, M. (2569, กุมภาพันธ์). Identifying where renewable-based hydrogen adds value: Strategic priorities for Thailand’s energy sector. Clean, Affordable and Secure Energy for Southeast Asia (CASE). https://caseforsea.org/post_knowledge/identifying-where-renewable-based-hydrogen-adds-value-strategic-priorities-for-thailands-energy-sector/ ↩︎
10. [10] คิดสัดส่วนจากข้อมูลร่างแผน PDP 2026: การคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของอุตสาหกรรม Data Centre และ AI อยู่ที่ 30,000 MW เทียบกับการคาดการณ์ว่าภายในปี 2593 ประเทศไทยจะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นที่ กรณีต่ำ 71,340 เมกะวัตต์ (MW) และกรณีสูง 77,374 MW ↩︎
11. [11] หวังธิติธีรกุล ธ. (2569, กรกฎาคม). PDP 2026 เป้าพลังงานสะอาด 70% ดันโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก เพิ่ม 4 เท่า. POLICY WATCH. https://policywatch.thaipbs.or.th/article/economy-270) ↩︎
12. [12] World Nuclear Association. (2569, พฤษภาคม). Small Modular Reactors. WORLD NUCLEAR ASSOCIATION. https://world-nuclear.org/information-library/nuclear-power-reactors/small-modular-reactors/small-modular-reactors ↩︎
13. [13] การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย. (กันยายน, 2567). รู้จัก SMR ก้าวใหม่พลังงานสะอาดของไทย. กฟผ. https://www.egat.co.th/home/20240930-art01/ ↩︎
14. [14] World Nuclear Association. (2569, กรกฎาคม). Small Modular Reactor (SMR) Design Database. WORLD NUCLEAR ASSOCIATION. https://world-nuclear.org/information-library/nuclear-power-reactors/small-modular-reactors/small-modular-reactor-smr-design-database (สืบค้นเมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2569) ↩︎
15. [15] เลิศจิตต์ธรรม ว. (2569, มิถุนายน). ทั่วโลกมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก ‘SMR’ กี่แห่ง?. THE STANDARD. https://thestandard.co/smr-nuclear-power-plants-global/ ↩︎
16. [16] สำนักข่าวอินโฟเควสท์. (2569, มกราคม). Power of The Act: Bankability ของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR. infoquest. https://www.infoquest.co.th/2026/562986 ↩︎
17. [17] หน่วยวัดพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ตามเวลา คือ วัตต์-ชั่วโมง (Wh) โดย 1 หน่วย (หรือ ยูนิต) = 1 กิโลวัตต์-ชั่วโมง (Kilowatt hour: kWh) ดังนั้น 1,000 หน่วย = 1 เมกะวัตต์-ชั่วโมง (Megawatt hour: MWh) ↩︎
18. [18] ลีน้อย ป. (2569, เมษายน). โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ทางเลือกหรือทางรอดของพลังงานสะอาดไทย. Krungsri. https://www.krungsri.com/th/research/research-intelligence/smr-2026 ↩︎
19. [19] International Energy Agency. (2568, มกราคม). The Path to a New Era for Nuclear Energy. IEA. https://www.iea.org/reports/the-path-to-a-new-era-for-nuclear-energy ↩︎
20. [20] Osiolo, H. H., & Mukundan, S. (2569). From promise to legitimacy: A survey-based study of stakeholder engagement and public acceptance of small modular reactors in the UK. Energy Conversion and Management: X, 30, 101860. https://doi.org/10.1016/j.ecmx.2026.101860 ↩︎
21. [21] IAEA. (ไม่ระบุวันที่). Milestones Approach. IAEA. https://www.iaea.org/zh/node/41247 ↩︎
22. [22] ประชาชาติธุรกิจ. (2569, มกราคม). ไทยติด 2 เกณฑ์ IAEA กฟผ.ชี้ ถึงเวลาตัดสินใจนิวเคลียร์. PRACHACHAT Business. https://www.prachachat.net/economic/news-1946497 ↩︎
23. [23] เอี่ยมจำรูญลาภ ป. (2568, พฤษจิกายน). Power of The Act: กฎหมายกับความปลอดภัยของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบ SMR. infoquest.https://www.infoquest.co.th/2024/447530 ↩︎
24. [24] กรุงเทพธุรกิจ. (2568, มีนาคม). ‘ปส.’ เพิ่มกฎหมายทางแพ่งนิวเคลียร์ SMR ดึงเชื่อมั่นประชาชน. กรุงเทพธุรกิจ. https://www.bangkokbiznews.com/environment/1171643 ↩︎
25. [25] IAEA. (ไม่ระบุวันที่). Milestones Approach. IAEA. https://www.iaea.org/zh/node/41247 ↩︎
26. [26] ทีฆะกุล ก. (2569, กรกฎาคม). งานวิจัยชี้ SMR อาจเพิ่มกากกัมมันตรังสี 2-30 เท่า เทียบโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่. ฐานเศรษฐกิจ. https://www.thansettakij.com/sustainable/environment/664014 ↩︎