การเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของประเทศไทยเรียกร้องการเพิ่มสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในระบบโครงข่ายไฟฟ้าอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ผู้ประกอบกิจการระบบโครงข่ายก็มีภารกิจที่จะธำรงรักษาให้ระบบโครงข่ายไฟฟ้า “มั่นคงและควบคุมได้”
ผู้มีส่วนได้เสียในภาคพลังงานของประเทศได้ถูกหยิบยกโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR มาเป็น “ก้าวใหม่พลังงานสะอาดของไทย (โดย กฟผ.)” “ตัวละครหลักในการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน (โดย กกพ.)” “ทางเลือกในการผลิตไฟฟ้าของไทย (โดยกระทรวงพลังงาน)”
คำถามสำคัญนอกเหนือจากประเด็นเรื่องความปลอดภัย คือ รัฐบาลไทยมีมุมมองอย่างไรต่อโรงไฟฟ้า SMR และมีความพร้อมสำหรับการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก SMR หรือไม่ และการลงทุนนี้มีความเป็นไปได้ทางการเงินหรือไม่เพียงใด หากการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทนี้ยังมีต้นทุนสูง ใช้เงินลงทุนจำนวนมาก รัฐบาลจะดำเนินการอย่างไรให้โครงการนี้ “Bankable” เมื่อผู้ดำเนินโครงการต้องการสินเชื่อโครงการจากสถาบันการเงิน
โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก (Small Modular Reactor หรือ “SMR”) มีขนาดกำลังผลิตไม่เกิน 300 MW ถูกออกแบบให้รวมอุปกรณ์หลักสำคัญไว้ภายในโมดูล (Module) ลดความซับซ้อนของระบบและโอกาสการเกิดอุบัติเหตุลง มีความปลอดภัยสูงเมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบดั้งเดิม มีระบบถ่ายเทความร้อนด้วยหลักการทางธรรมชาติ โดยไม่ต้องพึ่งคนหรือไฟสำรอง ซึ่งโมดูลถูกผลิตและประกอบสำเร็จมาจากโรงงานผู้ผลิต ทำให้สามารถควบคุมคุณภาพการผลิตของอุปกรณ์ได้ง่าย ขนย้ายสะดวก ช่วยลดระยะเวลาการก่อสร้างเหลือเพียง 3-4 ปี ส่งผลให้ต้นทุนค่าก่อสร้างลดลง และอายุใช้งานของโรงไฟฟ้ายาวนานกว่า 60 ปี
นอกจากนี้ยังช่วยกระจายความเสี่ยงด้านพลังงานด้วยการใช้เชื้อเพลิงปริมาณน้อยและมีรอบการเปลี่ยนเชื้อเพลิงทุก 2 ปี ที่สำคัญสามารถผลิตไฟฟ้าได้ทุกวันตลอด 24 ชั่วโมง ตอบโจทย์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ต่อเนื่อง ไม่สะดุดและไร้รอยต่อ ช่วยรักษาเสถียรภาพระบบไฟฟ้า เติมเต็มช่องว่างของพลังงานหมุนเวียน ทำให้ระบบไฟฟ้าไทยสะอาด และมีเสถียรภาพ
ข้อแตกต่างด้านความเสี่ยงเมื่อเทียบกับกรณีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่เกิดอุบัติเหตุในอดีต เช่น Fukushima Daiichi ที่ระบบระบายความร้อนล้มเหลวหลังเกิดคลื่นสึนามิ แต่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR มีระบบระบายความร้อนแบบ Passive Safety ที่ไม่ต้องพึ่งพาไฟฟ้า หรือแรงงานภายนอกจึงช่วยลดโอกาสการเกิดอุบัติเหตุได้ หรือความผิดพลาดในการออกแบบของ Chernobyl ซึ่งเป็นเตาปฏิกรณ์ไม่มีระบบกักกันรังสี จึงเป็นผลให้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR ได้ปรับปรุงระบบเก็บกัก (Containment) ให้ปลอดภัยมาก ลักษณะทางเทคนิคนี้มีส่วนช่วยให้สังคมยอมรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR ได้มากขึ้นและเป็นปัจจัยส่งเสริม Bankability ของโครงการได้อีกด้วย
แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ซึ่งมีสถานะเป็นแผนนโยบายที่สำคัญ กำหนดการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงสร้างกิจการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) แม้จะไม่ได้เป็นกฎหมาย แต่ก็มีผลบังคับได้ในฐานะนโยบายของรัฐที่หน่วยงานรัฐต้องปฏิบัติตาม เป็นแผนแม่บทในการจัดหาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาวประมาณ 15-20 ปี ในการวางแผนพัฒนาโรงไฟฟ้าทั้งโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน การวางแผนสร้างระบบส่งไฟฟ้าให้ครอบคลุมทั่วทั้งประเทศ
แผน PDP ที่บังคับใช้ในปัจจุบัน คือ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Revision 1) ซึ่งไม่ปรากฏว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR อยู่ในแผนดังกล่าว
แต่ในปัจจุบันได้มีการจัดทำเอกสารประกอบการรับฟังความคิดเห็น ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 (PDP2024) โดยกระทรวงพลังงาน (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน) ซึ่งได้มีการกำหนดให้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR เป็นทางเลือกของโรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด และกำหนดให้มีโรงไฟฟ้า SMR จำนวน 2 โรง รวมกำลังผลิต 600 MW ภายในปี 2580 (กำหนดไว้ในกำลังผลิตพึ่งได้ภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้) ทำให้เห็นว่ารัฐบาลไทยให้การสนับสนุนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR มากขึ้นจากในอดีต
ประเทศไทยได้ประกาศจุดยืนในการร่วมแก้ไขปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศร่วมกับนานาประเทศ โดย NDC 3.0 ระบุครอบคลุม 5 สาขาหลัก ได้แก่ พลังงานและคมนาคม อุตสาหกรรม เกษตร ของเสีย และป่าไม้-การใช้ประโยชน์ที่ดิน โดยมีสัดส่วนการดำเนินงานร้อยละ 70 ด้วยศักยภาพภายในประเทศ และอีกร้อยละ 30 ขอรับการสนับสนุนด้านเทคนิคและการเงินจากต่างประเทศเพื่อเป้าหมายมุ่งสู่ “ความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี 2593” (Carbon Neutrality) และ “การปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์” (Net Zero) เพื่อให้ประเทศไทยมีส่วนร่วมจำกัดอุณหภูมิโลกไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส
นอกจากนี้ นายวฤต รัตนชื่น รองผู้ว่าการยุทธศาสตร์ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กล่าวในเวที IEEE PES Dinner Talk 2025 ว่า ตามแผน PDP ที่กำหนดให้มีอัตราส่วนพลังงานหมุนเวียน (RE) มากกว่า 50% ขณะที่สัดส่วนของเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติจะค่อย ๆ ลดลงเรื่อย ๆ สิ่งสำคัญที่ต้องคำนึงมากที่สุดคือข้อจำกัดของ RE ที่มีความไม่แน่นอน แต่ขณะเดียวกันก็ไม่ปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ถ้าจะพิจารณาว่าพลังงานชนิดใดจะตอบโจทย์ทั้งความมั่นคงควบคู่ไปกับการอนุรักษ์สิ่งแวดล้อม นาทีนี้ต้องยกให้โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก หรือ SMR (Small Modular Reactor) ซึ่งเป็นความท้าทายที่แตกต่างจากโรงไฟฟ้าอื่น ๆ
เมื่อรัฐบาลไทยมองว่าโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR เป็นทางเลือกที่มีความเป็นไปได้สำหรับการเปลี่ยนผ่านทางพลังงานและการมุ่งสู่เป้าหมาย Net Zero ดังปรากฏตาม NDC 3.0 และแนวคิดในการร่างแผน PDP2024 จึงเกิดคำถามตามมาว่าเพื่อให้เกิดการลงทุนและผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR เกิดขึ้นจริงในประเทศไทยต้องดำเนินการอย่างไร โดยเฉพาอย่างยิ่งเมื่อรัฐจะให้เอกชนเป็นผู้ลงทุนและรับผิดชอบในการประกอบกิจการ
ในทางปฏิบัติ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งเป็นผู้กำหนดนโยบายพลังงาน ต้องมีมติให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงงานไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ ให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SMR พร้อมกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขการจัดซื้อในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR โดยอาจกำหนดให้ กฟผ.เป็นผู้รับซื้อ รัฐจะรับซื้อ แต่เอกชนเป็นผู้ลงทุนและดำเนินโครงการ คำถามจึงเกิดขึ้นว่าการลงทุนนี้ต้องใช้เงินทุนมากหรือไม่ ยิ่งการลงทุนและต้นทุนในการประกอบการสูงขึ้นเพียงใด ราคาต่อหน่วยไฟฟ้าย่อมสูงขึ้นอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้
สำหรับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของโครงการนั้น Bloomberg NEF (BNEF) ซึ่งเป็นหน่วยวิจัยเชิงกลยุทธ์ชั้นนำที่ครอบคลุมทั้งประเด็นเรื่องพลังงานสะอาด นำเสนองานวิจัย “Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid” ซึ่งเป็นเนื้อหาเรื่องต้นทุนพลังงานของประเทศไทย รายงานดังกล่าวจะแสดงถึงต้นทุนพลังงานของไทยจากเชื้อเพลิงต่าง ๆ ทั้งในปัจจุบันและอนาคต
โดยเนื้อหาที่สำคัญในรายงานฉบับนี้ชี้ให้เห็นว่าปี 2025 ต้นทุนพลังงานเฉลี่ยต่อหน่วย (LCOE) สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในประเทศไทยอยู่ที่ 33-75 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MWชั่วโมง ซึ่งต่ำกว่าต้นทุนของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR อย่างมีนัยสำคัญ ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR มีต้นทุนอยู่ที่ 372 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MWชั่วโมง (11.72 บาท/หน่วย) ในขณะที่โรงไฟฟ้าก๊าซ (CCGT) 79-86 ดอลลาร์สหรัฐต่อMWชั่วโมง (2.49-2.71 บาท/หน่วย) และโรงไฟฟ้าถ่านหิน 74-96 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MWชั่วโมง (2.33-3.02 บาท/หน่วย) [1 ดอลลาร์สหรัฐ (USD) = 31.5 บาท (THB)]
BNEF มองว่าประมาณการต้นทุนเทคโนโลยี SMR ในปัจจุบันทั้งหมดสูงกว่าประมาณการต้นทุนสำหรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิม ทั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบเดิม และ SMR มีราคาแพงกว่าพลังงานหมุนเวียนที่เสริมด้วยระบบกักเก็บพลังงานอย่างมาก และแพงกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล เช่น ก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 9 บาท/หน่วย
แสดงให้เห็นว่า ถึงแม้ SMR จะมีความได้เปรียบคือเป็นพลังงานสะอาดที่จ่ายไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการที่ผันผวนเพื่อสร้างความมั่นคงแน่นอนของระบบโครงข่ายไฟฟ้า แต่เมื่อเทียบกับต้นทุนไฟฟ้าของพลังงานประเภทอื่น ๆ ก็ถือว่ามีต้นทุนที่มากกว่าหลายเท่า เนื่องจากเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนและเทคโนโลยีที่สูงและยังไม่เคยมีมาก่อนในบริบทของประเทศไทย ประเด็นนี้ย่อมส่งผลต่อความเป็นไปได้ทางการเงินของโครงการ และเป็นไปได้ที่จะทำให้โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR นั้นไม่ Bankable
โดยปกติแหล่งเงินทุนของโครงการพลังงานจะขึ้นอยู่กับสถาบันการเงินที่ให้สินเชื่อแบบโครงการ (Project Finance) ที่ให้ความสำคัญอย่างยิ่งกับการประเมินกระแสเงินสดจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมถึงความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องอื่น ๆ เพื่อใช้ในการกำหนดวงเงินกู้ โครงสร้างหนี้ และเงื่อนไขทางการเงินของสินเชื่อ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในบริบทของการจัดหาเงินทุนแบบ Non-Recourse Financing ซึ่งเป็นรูปแบบที่ใช้กันมากที่สุดในโครงการพลังงาน กล่าวคือ ผู้ให้กู้จะปล่อยเงินกู้ให้แก่บริษัทโครงการซึ่งจัดตั้งขึ้นมาโดยเฉพาะเพื่อดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้า หลักประกันที่แท้จริงของเงินกู้นี้จึงถูกจำกัดอยู่เพียงกระแสเงินสดของโครงการและทรัพย์สินของโครงการเท่านั้น
ปัจจัยหลักที่สถาบันการเงินใช้พิจารณาการปล่อยสินเชื่อของโครงการ ประกอบด้วย 3 ปัจจัยหลักที่ต้องพิจารณาควบคู่กัน ปัจจัยแรก คือความมั่นคงของกระแสเงินสดระยะยาว สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีระยะเวลายาวและมีราคาคงที่ถือเป็นหัวใจสำคัญ ปัจจัยสอง คือ ความน่าเชื่อถือของผู้ซื้อ (Offtaker Creditworthiness) ซึ่งถือเป็นปัจจัยชี้ขาดโดยเฉพาะโครงการที่ไม่มีรัฐเป็นคู่สัญญา ปัจจัยสาม คือ Guarantee Product ในฐานะเครื่องมือการจัดสรรความเสี่ยง
สัญญาซื้อขายไฟฟ้าถือเป็นเครื่องมือหนึ่งที่ช่วยจัดสรรความเสี่ยงได้ เมื่อสถาบันการเงินต้องพิจารณาว่าควรให้สินเชื่อแก่โครงการนี้หรือไม่ เครื่องมือแรกที่ต้องหยิบขึ้นมาพิจารณา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่ามีรูปแบบการจัดสรรความเสี่ยงและการซื้อขายไฟฟ้าอย่างไร หากไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR นั้น “มีราคาแพง” ฝั่งผู้ผลิตจะขายไฟฟ้าที่แพงนี้อย่างไร ซื้อปริมาณเท่าใด ในอัตราราคาเท่าใด และเป็นระยะเวลานานเท่าใด สถาบันการเงินจะพิจารณาว่าความเสี่ยงด้านกระแสเงินสดหรือรายได้ของโครงการถูกทดแทนจากอะไร หากไม่สามารถหาตัวทดแทนความเสี่ยงดังกล่าวได้ก็อาจทำให้สถาบันการเงินไม่เชื่อว่าโครงการจะมีกระแสเงินสดที่มั่นคงแน่นอนเพียงพอในการชำระเงินกู้คืนได้
สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสามารถประกันรายรับโครงการจาก “ค่าความพร้อมจ่ายหรือ (Availability Payment (AP))” เช่นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ “Firm”) นอกจากการจ่ายค่า AP แล้วสัญญาซื้อขายไฟฟ้ายังถูกออกแบบให้มีศักยภาพในการประกันรายได้จากการขายไฟฟ้าในราคาคงที่ ซึ่งทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าไม่ต้องเผชิญความผันผวนของราคาตลาด หรือใช้สัญญาแบบ Contracts for Difference (CfD) ที่ให้ผู้ผลิตขายไฟฟ้าในราคาตลาด แต่รัฐชดเชยส่วนต่างเมื่อราคาตลาดต่ำกว่าราคาขั้นต่ำที่ตกลงกัน
เมื่อผู้ให้กู้เห็นว่าความเสี่ยงดังกล่าวถูกจัดการและกระจายอย่างเหมาะสม ก็ย่อมเชื่อมั่นที่จะยอมรับการลงทุนหรือปล่อยกู้แก่โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR ได้ (อ้างอิง Weibezahn and Steigerwald, 2024, Energy Policy)
จากบทความของ “Project Financing and Funding of Nuclear Power in the US” โดย Dan Joyner ได้กล่าวว่าโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR ในสหรัฐอเมริกาชุดแรก เผชิญความเสี่ยงในลักษณะ First-of-a-kind (FOAK Risk) เนื่องจากในปัจจุบันยังไม่มีโครงการ SMR ใดที่อยู่ในสถานะดำเนินการเชิงพาณิชย์จริง ทำให้โครงการรุ่นแรกที่เข้าสู่ตลาดจำเป็นต้องอาศัยโครงสร้างทางการเงินที่รองรับความเสี่ยงของเทคโนโลยีที่ยังไม่ผ่านการพิสูจน์เชิงพาณิชย์มาก่อน ผู้ให้เงินทุนจึงต้องยอมรับระดับความเสี่ยงที่สูงกว่าปกติ ทั้งในด้านต้นทุน การก่อสร้าง การอนุญาต และผลการดำเนินงาน ซึ่งแตกต่างจากโครงการผลิตไฟฟ้าประเภทอื่นที่เคยมีการดำเนินงานและมีผลตอบแทนที่คาดการณ์ได้มาก่อนแล้ว
บทความยังระบุต่ออีกว่า ภาครัฐสามารถมีบทบาทสำคัญใน “การลดความเสี่ยง FOAK” ดังกล่าวได้ โดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นของการลงทุนผ่านการให้หลักประกัน (Loan Guarantees) หรือเงินสนับสนุน (Grants) เพื่อช่วยลดภาระความเสี่ยงของเงินทุนฝั่งผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชน ทั้งนี้ การสนับสนุนในลักษณะดังกล่าวมีเป้าหมายเพื่อทำให้โครงการ FOAK สามารถเดินหน้าได้ แม้จะยังเผชิญความไม่แน่นอนด้านเทคโนโลยีและการเงินในระยะเริ่มต้น จึงอาจกล่าวได้ว่า FOAK Financing ของโครงการ SMR ในช่วงเปลี่ยนผ่านต้องอาศัยบทบาทของภาครัฐในการรับความเสี่ยงร่วมกับภาคเอกชนผ่านการสนับสนุนจากภาครัฐในฐานะเครื่องมือสำคัญในการ “ลดความเสี่ยง” และ “สร้างสัญญาณความต้องการ” เพื่อดึงดูดเงินทุนเอกชนให้เข้ามา ก่อนที่ผลตอบแทนจะสามารถคาดการณ์ได้มากขึ้นในระยะยาว
นอกจากนี้ รายงานของ Energy Futures Finance Forum (EFI Foundation, November 2024) ในหัวข้อ “Making Small Modular Reactors Bankable Investments” ยังมีการพูดถึงการสนับสนุนอื่น ๆ จากภาครัฐ ไม่ว่าจะเป็น “มาตรการด้านภาษี” เพื่อลดต้นทุนเงินลงทุนโดยตรง ยกตัวอย่างเช่น มาตรการนโยบายของสหรัฐในการให้เครดิตภาษีสำหรับโครงการ SMR ในอัตราฐาน 30% ของต้นทุนเงินลงทุน (Capital Cost) ส่งผลให้ต้นทุนเงินลงทุนของโครงการสามารถลดลงได้สูงสุดถึง 50% ผ่านมาตรการภาษีที่ภาครัฐให้ หรือการสนับสนุนผ่านเงินอุดหนุนและงบประมาณเพื่อเป็น “โครงการนำร่อง” โดยสหรัฐได้สนับสนุนเงินจำนวนมากเพื่อผลักดันโครงการ SMR ในระยะเริ่มต้นผ่านโครงการนำร่อง โดยมุ่งหวังว่าผลจากโครงการนำร่องดังกล่าวจะช่วยลดความเสี่ยงสำหรับโครงการในอนาคต
ทั้งนี้ อีกทางเลือกที่มีนัยสำคัญและสามารถเพิ่มศักยภาพสำหรับการเข้าถึงแหล่งเงินทุนได้ นั่นคือ การออกแบบโครงการให้มีลักษณะเป็นการร่วมลงทุนระหว่างภาครัฐและเอกชน (Public-Private Partnership: PPP) ซึ่งได้มีมาแล้วในหลายประเทศ สำหรับการร่วมรับความเสี่ยงระหว่างภาครัฐที่มีหน้าที่สนับสนุนทางการเงินและกฎระเบียบ ในขณะที่ภาคเอกชนรับผิดชอบด้านเทคโนโลยีและการดำเนินงาน (Strategy International, 2025)
ดังนั้นแล้ว จึงสรุปได้ว่าโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR เป็นโครงการที่มีต้นทุนสูงและมีลักษณะเป็น First-of-a-kind (FOAK) ซึ่งยังต้องเผชิญความเสี่ยงในด้านความปลอดภัยและการยอมรับของสังคมที่ “สูง” ในระยะเริ่มต้น หากรัฐจะสนับสนุนให้ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR มาสนับสนุนการเปลี่ยนผ่านทางพลังงานย่อมเลี่ยงไม่พ้นที่จะต้องมี “การสนับสนุนจากภาครัฐ” เพื่อส่งสัญญาณที่ชัดเจนและน่าเชื่อถือให้แก่ทุกภาคส่วนว่า SMR เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าสะอาดที่มีบทบาทต่อ “ความมั่นคงและความแน่นอน” ของระบบโครงข่ายไฟฟ้าในระยะยาว
การสนับสนุนจากภาครัฐสามารถดำเนินการได้โดยตรงเพื่อให้โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ SMR ในประเทศไทย “Bankable” นักลงทุนและสถาบันการเงินคงอยากเห็นนโยบายกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า SMR (เช่นในรูปมติของ กพช.) เพื่อสร้างสัญญาณเชิงนโยบายและความแน่นอนด้านทิศทางพลังงาน เพื่อให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SMR พร้อมกำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขการรับซื้อที่เป็นธรรมและเป็นประกันรายรับโครงการที่ดีพอ หากรัฐจะรับซื้อไฟฟ้ารัฐก็ควรจะออกแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีราคาคงที่หรือกลไกรับประกันรายได้ เพื่อประกันความแน่นอนของกระแสเงินสดโดยไม่รับซื้อในปริมาณที่มากเกินไปและไม่ได้อยู่ในอัตราที่สูงจนทำให้ราคาค่าไฟฟ้าไม่เป็นธรรมกับผู้ใช้ไฟฟ้าปลายทาง
นอกจากนี้ รัฐยังอาจเลือกใช้เครื่องมือสนับสนุนอื่น ๆ เช่น โครงการร่วมลงทุนระหว่างภาครัฐและเอกชน (PPP) โครงการนำร่อง มาตรการด้านภาษี การให้เงินสนับสนุน ทั้งนี้ กลไกดังกล่าวมีเป้าหมายเพื่อแสดงเจตจำนงที่แน่วแน่ของรัฐในการผลักดัน SMR ให้เป็นส่วนหนึ่งของการส่งเสริมพลังงานสะอาดเพื่อเป้าหมายสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน
ผศ.ดร.ปิติ เอี่ยมจำรูญลาภ ผู้อำนวยการหลักสูตร LL.M. (Business Law)
หลักสูตรนานาชาติ คณะนิติศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
โดย สำนักข่าวอินโฟเควสท์ (21 ม.ค. 69)
