จากการที่ร่างแผน PDP2026 กำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) รวม 9,000 เมกะวัตต์ กระจายตัวอยู่ใน 5 ภาค ภายในปีพ.ศ. 2593 และจะเริ่มผลิตไฟฟ้าเข้าระบบ 300 เมกะวัตต์แรกในช่วงปี พ.ศ. 2580 JustPow ชวนสำรวจ 3 ประเด็นสำคัญของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ทั้งต้นทุนในการก่อสร้างและราคาต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย พื้นที่ที่คาดการณ์ว่าจะมีการตั้งโรงไฟฟ้า และผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากกากกัมมันตรังสี

ค่าไฟจะเป็นเท่าไหร่ หากจะมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) จากร่างแผน PDP2026 จำนวน 9,000 MW หรือประมาณ 30-45 โรงทั่วประเทศ แต่  BNEF ประเมินราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยของ SMR ในไทยไว้ที่ 13.54 บาทต่อหน่วย

จากเอกสารประกอบการสัมมนารับฟังความคิดเห็น (ร่าง) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569-2593 (PDP2026) มีการตั้งเป้าว่าจะมีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor) หรือ SMR รวมถึงเทคโนโลยี Micro Reactor และ Modular Reactor แบบใหม่ เพื่อทำหน้าที่เป็นแหล่งพลังงานฐานคาร์บอนต่ำ (Low-Carbon Baseload) ของระบบไฟฟ้าไทยในอนาคต รวม 9,000 เมกะวัตต์ กระจายตัวอยู่ใน 5 ภาค ภายในปีพ.ศ. 2593 และจะเริ่มผลิตไฟฟ้าเข้าสู่ระบบ 300 เมกะวัตต์แรกในช่วงปี 2580 โดยจะใช้เวลาเตรียมการและก่อสร้างมากกว่า 10 ปี 

อย่างไรก็ตาม เอกสารประกอบการสัมมนารับฟังความคิดเห็น (ร่าง) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569-2593 (PDP2026) ระบุสมมติฐานทิศทางต้นทุนพลังงานอนาคต ปรากฏว่าช่วง 12 ปีแรก ในปีพ.ศ. 2580 SMR มีค่าเงินลงทุน (capex) เท่ากับ 202,164 บาท/kW ซึ่งหมายความว่า ถ้าจะสร้างโรงไฟฟ้า SMR ขนาด 1 กิโลวัตต์ ต้องจ่ายเงินก้อนแรก 202,164 บาท ยิ่งโรงไฟฟ้าใหญ่ ก็ยิ่งต้องคูณตัวเลขนี้เพิ่มขึ้นเรื่อยๆ ส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการดูแลรักษา (opex) คิดเป็น 1.00% หมายความว่า ทุกๆ ปี ต้องจ่ายค่าดูแลรักษาประมาณ 1% ของ capex นั่นคือ 2,022 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อปี โดยในปี พ.ศ. 2593 capex ของนิวเคลียร์จะน้อยลงอยู่ที่ 178,500 บาท/kW และค่า opex อยู่ที่ 1,785 (บาท/kW-ปี) 

จากการระบุค่าเงินลงทุน (capex) ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ณ ปี พ.ศ. 2580 อยู่ที่ 202,164 บาท/kW ซึ่งสูงกว่าพลังงานแสงอาทิตย์ซึ่งอยู่ที่ 17,900 บาท/kW ถึง 11 เท่า ไม่เพียงแค่นั้นเงินลงทุนของโรงไฟฟ้า SMR ที่ระบุไว้ยังอาจจะไม่สะท้อนราคาเงินลงทุนจริงที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต เพราะโรงไฟฟ้า SMR เป็นเทคโนโลยีใหม่ที่ไม่เคยถูกสร้างหรือดำเนินงานในระดับการใช้งานจริง (Commercial Scale) มาก่อนในไทย ดังนั้น โรงไฟฟ้า SMR เครื่องแรก 300 เมกะวัตต์ ที่จะเข้ามาในแผนช่วงแรกในปีพ.ศ. 2580 จึงถือเป็นโครงการในแบบที่เรียกว่า FOAK (First-of-a-Kind) หรือโครงการต้นแบบเชิงพาณิชย์เครื่องแรก/แห่งแรกของไทย และมีความเสี่ยงสูงเพราะยังไม่มีข้อมูลการใช้งานจริงในระยะยาว อาจเกิดปัญหาทางเทคนิคที่ไม่คาดคิดระหว่างการก่อสร้างหรือดำเนินงาน จึงทำให้ต้นทุนในการผลิตหรือการก่อสร้างสูงกว่าปกติ เพราะยังไม่การเกิดประหยัดต่อขนาด (Economies of Scale) ซึ่งจะทำให้ความการระดมทุนจากธนาคารหรือสถาบันการเงินทั่วไปเป็นไปได้ยาก โครงการส่วนใหญ่ในต่างประเทศจึงต้องอาศัยเงินอุดหนุนจากรัฐบาลเป็นหลัก

เงินลงทุน (capex) ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 202,164 บาท/kW ที่ระบุไว้ในเอกสารประกอบการสัมมนารับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 นั้น โดยผู้แทน กฟผ. กล่าวในงานสัมมนารับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 เมื่อวันที่ 8 ก.ย. 69 ว่าเป็นราคาที่อ้างอิงจากโครงการ Idaho National Laboratory (INL) เนื่องด้วยปัจจุบันยังไม่มีโรงไฟฟ้า SMR ที่สามารถดำเนินงานในระดับการใช้งานเชิงพาณิชย์ (Commercial Scale) อย่างไรก็ตามตัวเลขเงินลงทุนดังกล่าว ไม่ใช่ราคาต้นทุนในแบบ FOAK โดยการประเมินต้นทุนเงินลงทุนของโรงไฟฟ้า SMR แบบ FOAK อ้างอิงจากโครงการ Canada’s Darlington จะอยู่ที่ประมาณ 18,000–19,700 ดอลลาร์สหรัฐ/kW หรือประมาณ 590,000-650,000 บาท/kW หรือสูงกว่าราคาที่อ้างอิงไว้ในเอกสารประกอบการสัมมนารับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 ประมาณ 2-3 เท่า

ตัวอย่างเช่น กรณีโรงไฟฟ้าของบริษัท NuScale ที่รัฐไอดาโฮ สหรัฐอเมริกาเป็นตัวอย่างหนึ่งที่สะท้อนถึงความไม่แน่นอนทางการเงินและอุปสรรคเชิงพาณิชย์ที่เหนือการคาดการณ์ ในการพัฒนาเตาปฏิกรณ์ SMR บริษัททำความตกลงร่วมกับ Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) ซึ่งเป็นกลุ่มพันธมิตรผู้ให้บริการสาธารณูปโภค เพื่อเตรียมก่อสร้างเตาปฏิกรณ์ ขนาด 50 เมกะวัตต์ หลังจากที่พัฒนาออกแบบมานานกว่า 20 ปี ก่อนได้รับการประเมินและอนุมัติจากคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการนิวเคลียร์ของสหรัฐฯ (US NRC) ในปีค.ศ. 2021 แต่ในระหว่างดำเนินงานกลับยื่นคำขออนุมัติใหม่อีกครั้งสำหรับต้นแบบเตาปฏิกรณ์ที่มีกำลังผลิตสูงขึ้น 50% จากรุ่นเดิม คือขนาด 77 เมกะวัตต์ เพื่อเพิ่มความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ แต่แผนการก่อสร้างต้องหยุดชะงักลง เมื่อประมาณการต้นทุนรวมของโครงการพุ่งสูงขึ้นอย่างก้าวกระโดดแตะ 9.3 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ ซึ่งเพิ่มขึ้นจากตัวเลขประเมินเดิมที่ 5.3 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ ไปถึง 4 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ (หรือเพิ่มขึ้นราว 75%) จนปี 2023 โครงการนี้ถูกยกเลิกอย่างเป็นทางการ เนื่องจากประสบปัญหางบประมาณบานปลาย

ปัจจุบันทั่วโลกมีโรงไฟฟ้า SMR เดินเครื่องเชิงพาณิชย์เพียง 2 แห่งเท่านั้น จากทั้งหมดทั้งหมด 133 แห่งใน 21 ประเทศทั่วโลก และมี 5 แห่งที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง โดย 2 โรงที่เดินเครื่องเชิงพาณิชย์ คือ 

1. โรงไฟฟ้า Akademik Lomonosov  ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้า SMR แบบลอยน้ำ และเป็นโรงไฟฟ้า SMR แรกในโลกที่ผลิตไฟฟ้าได้จริง ด้วยเครื่องปฏิกรณ์น้ำอัดแรงดัน KLT-40S ขนาด 35 เมกะวัตต์ 2 หน่วย (รวม 70 เมกะวัตต์) สร้างและดำเนินการโดยรัฐวิสาหกิจของรัสเซีย โรงไฟฟ้าแห่งนี้เริ่มต้นก่อสร้างตั้งแต่ปี 2007 และเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในปี 2020 ตั้งอยู่ที่เมือง Pevek ที่มีประชากร 5,000 คน บริเวณทะเลไซบีเรียตะวันออก 
2. โรงไฟฟ้า Shidaowan HTR-PM ใช้ก๊าซฮีเลียมเป็นตัวหล่อเย็น ตั้งอยู่ที่มณฑลซานตง ประเทศจีน และก่อสร้างตั้งแต่ปี 2012 เริ่มเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2023 มีเตาปฏิกรณ์ 2 หน่วย ผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 210 เมกะวัตต์

จะเห็นได้ว่าโรงไฟฟ้า SMR ที่ดำเนินการเชิงพาณิชย์ต้องใช้เวลานับสิบปี ระยะเวลาและงบประมาณการพัฒนาเทคโนโลยีที่สูงมหาศาลอาจเป็นความเสี่ยงและภาระทางการเงินที่สูงมาก การผลิตเตาปฏิกรณ์ SMR ให้ได้ราคาประหยัดตามเป้าหมายจำเป็นต้องอาศัยสายการผลิตที่เดินเครื่องอย่างต่อเนื่องและมีจำนวนมากพอ ตัวอย่างเช่น โครงการพัฒนา SMR ของบริษัท Rolls Royce ที่ได้รับเงินทุนเริ่มต้นพัฒนาจากรัฐบาลสหราชอาณาจักรในขั้นแรกราว 19 ล้านปอนด์ ต่อมาได้อีก 250 ล้านปอนด์ จนในปี 2025 บริษัทยังได้รับคัดเลือกให้สร้างเตาปฏิกรณ์ SMR แห่งแรกของประเทศ กำลังการผลิตไฟฟ้า 1.5 กิกะวัตต์ ด้วยงบประมาณ 2,500 ล้านปอนด์ภายกลางทศวรรษ 2030 ซึ่งรัฐบาลมีแนวคิดริเริ่มมาตั้งแต่ปี 2016 หากโรงไฟฟ้า SMR เครื่องแรกของสหราชอาณาจักรเสร็จตามกำหนด ก็นับรวมเวลาอย่างน้อย 15 ปี อย่างไรก็ตามบริษัทเคยประเมินว่าต้องผลิตเตาปฏิกรณ์ 2 เครื่องต่อปี และต้นทุนการผลิตจะไม่ลดลงมาจนถึงระดับเป้าหมายเชิงพาณิชย์จนกว่าจะเริ่มการสั่งซื้อยูนิตที่ 5 เป็นต้นไป นอกจากนี้อาจต้องมีการก่อสร้างเตาปฏิกรณ์ไปแล้วถึง 9 เครื่องก่อนที่เครื่องแรกจะเริ่มผลิตไฟฟ้า ส่งผลให้บริษัทเรียกร้องให้ภาครัฐรับประกันคำสั่งซื้อล่วงหน้าถึง 7 กิกะวัตต์

หรือกรณีโรงไฟฟ้า SMR แห่งใหม่ของจีน Linglong One (ACP100) ขนาด 125 เมกะวัตต์ที่จะก่อสร้างแล้วเสร็จภายในปีพ.ศ. 2569 ข้อมูลของบริษัทระบุว่า ต้นทุนการก่อสร้างต่อกิโลวัตต์ของเครื่องปฏิกรณ์ Linglong จะสูงกว่าของเครื่องปฏิกรณ์ขนาดใหญ่ถึง 2 เท่า และต้นทุนเฉลี่ยต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้า (Levelised Cost) จะสูงกว่าของเครื่องปฏิกรณ์ขนาดใหญ่ประมาณ 50 %

การที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) จะมาสามารถผลิตไฟฟ้าในราคาต้นทุนที่ต่ำลงได้ จะต้องเข้าสู่การผลิตแบบ Nth-of-a-Kind (NOAK) ซึ่งหมายถึง โครงการลำดับต่อๆ มาที่ใช้เทคโนโลยี รูปแบบหรือกระบวนการที่ผ่านการพิสูจน์และสร้างสำเร็จมาแล้วหลายครั้ง จนกลายเป็นมาตรฐานในเชิงพาณิชย์ โดยหากอ้างอิงจากประเทศเกาหลีใต้ จะพบว่าเกาหลีใต้สามารถลดต้นทุนสู่ NOAK ได้ในการสร้างเครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์เครื่องที่ 24 ส่วนเครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) การคาดการณ์ว่าจะสามารถลดต้นทุนจาก FOAK สู่ NOAK หลังจากติดตั้ง 5 ถึง 7 เครื่อง หรือกำลังการผลิต 10 ถึง 20 กิกะวัตต์ ซึ่งในอัตราการติดตั้งปัจจุบัน จะต้องใช้เวลาอย่างน้อย 15 ถึง 20 ปี ซึ่งอาจจะทำให้ต้นทุนลดลงเหลือประมาณ 4,300–6,400 ดอลลาร์/kW

นอกจากนี้รายงาน Thailand: A Techno economic Analysis of Power  Generation (2025) โดย Bloomberg NEF เปิดเผยต้นทุนที่ประเมินได้ของเทคโนโลยีเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดเล็กแบบโมดูลาร์ (SMR) ยังได้เปรียบเทียบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าปรับระดับ (LCOE) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าประเภทต่างๆ ที่สร้างขึ้นใหม่ในประเทศไทยปี พ.ศ. 2568 โดยพบว่า โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) มีเกณฑ์ต้นทุนมาตรฐานอยู่ที่ 13.54 บาทต่อหน่วย ซึ่งมีราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยสูงกว่าพลังงานแสงอาทิตย์พร้อมแบตเตอรี่ (Utility Solar + Battery) ซึ่งมีต้นทุนอยู่ที่ 2.26 – 4.15 บาทต่อหน่วย 

ดังนั้นการที่ร่างแผน PDP2026 กำหนดว่าประเทศไทยจะต้องมีการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 9,000 เมกะวัตต์ หรือประมาณ 30-45 โรง ไปจนสิ้นสุดแผนในปีพ.ศ. 2593 โดยคาดว่าโรงแรกจะต้องจ่ายไฟเข้าระบบในปีพ.ศ. 2580 นั้น จึงเสี่ยงต่อภาระการลงทุนที่สูงเกินไปกว่าที่ประเมินไว้ และราคาค่าไฟต่อหน่วยที่ผลิตจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ก็อาจสูงถึง 13.54 บาท/หน่วย ซึ่งสูงกว่าการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทอื่นๆ ซึ่งทั้งหมดจะนำมาซึ่งภาระของผู้ใช้ไฟที่จะต้องจ่ายในอนาคต 

ร่างแผน PDP2026 กำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) รวม 9,000 เมกะวัตต์ หรือประมาณ 30-45 โรง กระจายตัวอยู่ในทั้ง 5 ภูมิภาคของประเทศไทย คาดว่าจะตั้งอยู่ที่ไหนบ้าง 

แนวคิดการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ของประเทศไทยอาจย้อนกลับไปได้ถึงปีพ.ศ. 2504 ที่มีการประกาศใช้พระราชบัญญัติพลังงานปรมาณูเพื่อสันติ พ.ศ. 2504 และมีความพยายามก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ครั้งแรกมีขึ้นในปีพ.ศ. 2509 เมื่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ต่อรัฐบาลจอมพลถนอม กิตติขจร เพื่อศึกษาความเหมาะสมของการจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ณ อ่าวไผ่ อำเภอศรีราชา จังหวัดชลบุรี แต่ก็เลื่อนโครงการไปไม่มีกำหนดเพราะประชาชนคัดค้าน และมีการค้นพบก๊าซธรรมชาติหลุมแรกในอ่าวไทย 

แต่หากพิจารณาประเด็นเรื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ผ่านแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า จะพบว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ถูกบรรจุอยู่ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าครั้งแรกคือแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550-2564 (PDP2007) ที่กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าพลังนิวเคลียร์ 4 โรง ในปีพ.ศ. 2563 และ 2564 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าโรงละ 1,000 เมกะวัตต์ จากนั้นก็มีการปรับเปลี่ยนเรื่อยมาแต่ก็ยังปรากฏในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในทุกยุค และก็มีการเคลื่อนไหวต่อต้านจากประชาชนในพื้นที่ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะไปตั้งมาโดยตลอดทั้งที่ อ.องครักษ์ จ.นครนายก ซึ่งเป็นสถานที่ตั้ง “โครงการศูนย์วิจัยนิวเคลียร์องครักษ์” มาตั้งแต่ปีพ.ศ. 2532 และในช่วงปีพ.ศ. 2553 ซึ่งมีการอนุมัติแผน PDP2010 โดยมีพลังงานนิวเคลียร์อยู่ในแผน 5,000 เมกะวัตต์ มีการกำหนดแผนจะสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 5 โรง ใน 5 จังหวัด ได้แก่ อุบลราชธานี นครสวรรค์ ตราด สุราษฎร์ธานี ชุมพร แต่ก็ได้รับการต่อต้านจากประชาชนในพื้นที่ในแต่ละจังหวัดเช่นเดียวกัน

อย่างไรก็ตามโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่เคยปรากฏในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าก่อนหน้านี้เป็นโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์ขนาดใหญ่ จนกระทั่งในร่างแผน PDP2024 ที่ออกในปีพ.ศ. 2567 ก็ปรากฏว่ามีการกำหนดให้มีเทคโนโลยีใหม่อย่างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor-SMR) 600 เมกะวัตต์ โดยแยกเป็น 2 โรง โรงละ 300 เมกะวัตต์ ซึ่งกำหนดว่าจะเข้าระบบในปีพ.ศ. 2580 และจะตั้งอยู่ในภาคใต้และภาคตะวันออกเฉียงเหนือย่างละโรง แต่สุดท้ายแล้ว ร่างแผน PDP2024 ก็ไม่ได้มีการประกาศใช้ และมีการจัดทำร่างแผน PDP ฉบับใหม่ ซึ่งก็คือร่างแผน PDP2026 

โดยร่างแผน PDP2026 กำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 9,000 เมกะวัตต์ โดยโรงแรกขนาด 300 เมกะวัตต์จะเข้าระบบในปีพ.ศ. 2580 แต่ยังไม่ระบุว่าจะตั้งอยู่ในพื้นที่ใด ในขณะที่อีก 8,700 เมกะวัตต์ ซึ่งจะเข้าระบบในช่วงปีพ.ศ. 2581-2893 ในร่างแผน PDP2026 ระบุว่าจะกระจายตัวในทุกภูมิภาคทั้ง 5 ภาคของไทย 

แม้ในร่างแผน PDP2026 จะไม่ได้ระบุพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) แต่ในขณะเดียวกันก็พบว่า กระทรวงพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ (ปส.) ภาควิชาวิศวกรรมนิวเคลียร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย สถาบันเทคโนโลยีนิวเคลียร์แห่งชาติ (องค์การมหาชน) (สทน.) และศูนย์เทคโนโลยีพลังงานแห่งชาติ สำนักงานพัฒนาวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีแห่งชาติ (สวทช.) ก็ได้จัด “โครงการสร้างความเข้าใจด้านการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า Small Modular Reactor (SMR)”  

โดยจะเดินทางไปจัดเวทีเพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับเทคโนโลยี SMR เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจที่ถูกต้อง การสื่อสารที่ชัดเจน และความร่วมมือจากทุกภาคส่วน โดยเฉพาะพลังงานจังหวัดซึ่งมีบทบาทสำคัญในการเชื่อมโยงข้อมูลและนโยบายด้านพลังงานจากส่วนกลางสู่ระดับพื้นที่ เพื่อสร้างความเข้าใจ ลดความกังวล และส่งเสริมการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยกำหนดจัด 4 ครั้ง ครอบคลุมพื้นที่ภาคเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และภาคใต้ 

• ครั้งที่ 1 จัดขึ้นในพื้นที่ภาคเหนือ ระหว่างวันที่ 21–22 มกราคม 2569 ณ โรงแรมเดอะ สเปซ จ.ลำปาง 
• ครั้งที่ 2 จัดขึ้นระหว่างวันที่ 24–26 กุมภาพันธ์ 2569 ณ โรงแรมภูมนตรา รีสอร์ท จังหวัดนครนายก 
• ครั้งที่ 3 จัดขึ้นระหว่างวันที่ 3–4 สิงหาคม 2569 ณ โรงแรมเซ็นทารา อุดร จังหวัดอุดรธานี
• ครั้งที่ 4 ภาคใต้ (ยังไม่ระบุวันเวลาและสถานที่) 

นอกจากนี้ การเลือกพื้นที่ตั้งของโรงไฟฟ้า SMR ยังต้องผ่านการประเมินความเสี่ยงและปฏิบัติตามมาตรฐานสากลของ IAEA (International Atomic Energy Agency) ควรเป็นพื้นที่ที่มีความปลอดภัยจากภัยธรรมชาติ ไม่เสี่ยงต่อการเกิดแผ่นดินไหวหรือน้ำท่วม ใกล้แหล่งน้ำสำหรับระบายความร้อน ความเชื่อมโยงกับโครงข่ายไฟฟ้า ฯลฯ 

ประเทศไทยจะจัดการอย่างไร หากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ต้องใช้น้ำในการหล่อเย็นมหาศาลและต้องจัดเก็บกากกัมมันตรังสีแบบชั่วคราว 40-50 ปี ก่อนจะนำไปจัดการแบบถาวรอีกครั้ง ซึ่งมีไอโซโทปครึ่งชีวิตอยู่ที่ประมาณ 10,000 – 100,000 ปี

แม้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) จะไม่ปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งจะช่วยให้ภาคพลังงานของไทยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและมุ่งหน้าสู่การเป็นประเทศ Net Zero ภายในปีค.ศ. 2050 ได้ อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ก็ยังมีความกังวลในเรื่องผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่จะเกิดขึ้นทั้งในประเด็นเรื่องการใช้น้ำหล่อเย็น ซึ่งมีการคำนวณจากกรณีโรงไฟฟ้า SMR  NuScale VOYGR พบว่า โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) มีการใช้น้ำหล่อเย็นในปริมาณที่สูง 1–2.5 ล้านลูกบาศก์เมตร/วัน ซึ่งอาจก่อให้เกิดปัญหาการขาดแคลนน้ำในพื้นที่ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ไปตั้ง นอกจากนั้นยังอาจจะมีการปล่อยน้ำกลับคืนสู่แหล่งน้ำเดิม โดยอุณหภูมิของน้ำที่ปล่อยจะสูงขึ้นกว่าอุณหภูมิปกติ ซึ่งอาจจะส่งผลกระทบต่อระบบนิเวศอีกด้วย

และอีกหนึ่งประเด็นที่ทำให้เกิดความวิตกกังวลก็คือ การกำจัดกากกัมมันตรังสีของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) ในการพัฒนาปัจจุบันโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะใช้ยูเรเนียม-235 (U-235) เพราะเป็นไอโซโทปเดียวที่สามารถทำให้เกิดปฏิกิริยาฟิชชันและผลิตพลังงานได้ แต่เนื่องจาก U-235 ในธรรมชาติมีปริมาณน้อยมากเพียง 0.7% จึงต้องมีการเสริมสมรรถนะของ U-235 เพื่อให้มึความเข้มข้นจนมีแนวโน้มเกิดปฏิกิริยาในเครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์มากขึ้น ระดับของความเข้มข้นขึ้นอยู่กับประเภทของ SMR

• SMR ที่อยู่บนพื้นดินและใช้น้ำหล่อเย็นจะใช้ยูเรเนียมเสริมสมรรถนะต่ำ (LEU) ซึ่งโดยทั่วไปมีความเข้มข้นของ U-235 อยู่ที่ 3–5% มีรอบเติมเชื้อเพลิงทุกๆ 18-24 เดือน
• SMR ที่ตั้งบนผิวน้ำและใช้น้ำหล่อเย็นจะใช้ยูเรเนียมที่มีการเสริมสมรรถนะ U-235 ในระดับเกือบ 20% ซึ่งเป็นยูเรเนียมเสริมสมรรถนะต่ำขั้นสูง (HALEU) รอบการเติมเชื้อเพลิงยาวนานสูงสุดถึง 120 เดือน / 10 ปี
• SMR ที่ใช้ก๊าซเป็นตัวหล่อเย็น (Gas cooled SMRs) ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีลักษณะแกนปฏิกรณ์แบบ Pebble-bed (ทรงกลม) หรือแบบ Prismatic core (แท่งปริซึม) โดยใช้ เชื้อเพลิงเม็ดเคลือบสารเคลือบทนความร้อนชนิด TRISO (tristructural isotropic coated particle fuel) ร่วมกับยูเรเนียมที่มีระดับการเสริมสมรรถนะ U-235 สูงขึ้น (HALEU) ในรูปแบบยูเรเนียมไดออกไซด์ หรือยูเรเนียม (UO2) หรือยูเรเนียมออกซีคาร์ไบด์ (UCO) รอบการเติมเชื้อเพลิงอยู่ที่ประมาณ 25-60 เดือน ทั้งนี้มีกรณี เตาปฏิกรณ์ความร้อนสูง ระบายความร้อนด้วยแก๊สชนิดเร็ว รุ่น EM2 ที่ออกแบบโดยบริษัท General Atomics Electromagnetic Systems ทำงานได้ยาวนานมากกว่า 30 ปีโดยไม่ต้องเติมเชื้อเพลิง

ปริมาณกากกัมมันตรังสีจากโรงไฟฟ้า SMR ขึ้นอยู่กับหลายปัจจัย เช่น ชนิดของไอโซโทป ชนิดของเทคโนโลยี SMR และจนถึงปัจจุบันยังไม่มีการฝังกลบถาวรใต้ดินที่ใช้งานจริง กากทุกชนิดยังอยู่ในสถานะชั่วคราว แม้โรงไฟฟ้า SMR จะมีขนาดเล็กกว่าแต่ก็ไม่ได้หมายความว่าจะสร้างกากกัมมันตรังสีน้อยกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่ โดยเฉพาะปริมาณนิวตรอนที่รั่วไหลออกมา ซึ่งโรงไฟฟ้า SMR รั่วไหลออกมามากกว่า ซึ่งการรั่วไหลนี้ส่งผลต่อปริมาณและองค์ประกอบของกากของเสีย เชื้อเพลิงนิวเคลียร์ที่ใช้แล้วจาก SMR จะถูกปล่อยออกมาในปริมาณที่มากขึ้นต่อหน่วยพลังงานที่ได้ 

กากกัมมันตรังสีต้องใช้เวลาเก็บกักให้ปลอดภัยจนกว่าระดับกัมมันตรังสีจะลดลงถึงระดับที่ปลอดภัยต่อสิ่งแวดล้อมและมนุษย์ ระยะเวลาที่ต้องเก็บกักกากกัมมันตรังสีขึ้นอยู่กับประเภทของกาก กากกัมมันตรังสีที่เป็นแท่งเชื้อเพลิงใช้แล้วในโรงไฟฟ้า (Spent fuel) มีระดับรังสีสูงมากและมีอายุยาวนาน การจัดเก็บแบบชั่วคราวนี้จะกินเวลานานประมาณ 40-50 ปี ก่อนที่จะนำไปจัดการแบบถาวรอีกครั้ง ซึ่งมีไอโซโทปครึ่งชีวิตอยู่ที่ประมาณ 10,000 – 100,000 ปี

โดยปัญหากากกัมมันตรังสียังคงไม่ได้รับการแก้ไข ทั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบดั้งเดิมและแบบใหม่ จากรายงานของ ทบวงการปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) ปี 2022 ระบุว่า มีการใช้เชื้อเพลิงนิวเคลียร์เกือบ 400,000 ตันตั้งแต่ทศวรรษ 1950 โดยที่ 2 ใน 3 ยังเก็บอยู่ในสถานที่จัดเก็บชั่วคราว ที่เหลืออีก 1 ใน 3 ถูกรีไซเคิลด้วยกระบวนการซับซ้อน นอกจากนี้ยังมีการศึกษาของเสียจากโรงไฟฟ้า SMR ว่า การออกแบบโรงไฟฟ้า SMR ขนาด 300 เมกะวัตต์ ส่วนใหญ่จะมีปริมาณของเสียที่ต้องนำไปจัดการมากกว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบดั้งเดิม 2 ถึง 30 เท่า

จนถึงปี 2026 ยังไม่มีประเทศใดในโลก ยกเว้นฟินแลนด์ที่จะเปิดดำเนินการสถานที่กำจัดกากกัมมันตรังสีระดับสูง ที่มีกัมมันตรังสีเข้มข้นที่เกิดจากกระบวนการในเครื่องปฏิกรณ์นิวเคลียร์ถาวร หลังจากใช้เวลาก่อสร้างมานานกว่า 20 ปี ด้วยงบประมาณกว่า 1 พันล้านยูโร นอกจากนี้ยังพบตัวอย่างความเสี่ยงที่เกิดขึ้นในปัจจุบัน เช่น ที่ทิ้งกากกัมมันตรังสีชั่วคราวของในเยอรมนีซึ่งสร้างขึ้นในช่วงทศวรรษ 1970 โดยพบว่าถังเก็บกากกัมมันตรังสีหลายร้อยถังกำลังผุพังและเริ่มรั่วไหล

ขณะเดียวกันความเสี่ยงจากอุบัติเหตุและการรั่วไหลของ SMR ยังคงมีอยู่เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่ โดยเฉพาะหากต้องสร้างเตาปฏิกรณ์ขนาดเล็กหลายแห่ง ความเสี่ยงสะสมที่จะเกิดอุบัติเหตุหรือสารรังสีรั่วไหลในจุดใดจุดหนึ่งจะเพิ่มสูงขึ้นไปด้วย 

แม้จะยังไม่มีความชัดเจนในประเด็นเรื่องผลกระทบทางสิ่งแวดล้อมที่อาจจะเกิดขึ้น แต่ร่างแผน PDP2026 ก็ได้บรรจุโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (SMR) 9,000 เมกะวัตต์ โดยโรงแรก 300 เมกะวัตต์มีแผนจะเข้าระบในปีพ.ศ. 2580 อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2569 รุ่งเรือง กิจผาติ เลขาธิการ สำนักงานปรมาณูเพื่อสันติ (ปส.) เปิดเผย ว่า การมีโรงไฟฟ้า SMR ในประเทศต้องผ่านต้องผ่านมาตรฐานโครงสร้างพื้นฐาน 19 มาตรฐานของ IAEA และไทยต้องผ่านร่างพระราชบัญญัติความรับผิดทางแพ่งต่อความเสียหายทางนิวเคลียร์และรังสี ซึ่งขณะนี้สิ้นสุดขั้นตอนรับฟังความเห็นแล้ว ตั้งแต่เดือนมกราคม พ.ศ. 2569