แกะแผนพัฒนาโรงไฟฟ้า SMR กระตุ้นลงทุน 9.3 หมื่นลบ.

ศูนย์วิจัย Krungthai Compass ได้วิเคราะแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ขนาดเล็ก(SMR )ของไทย และประเภทของโรงไฟฟ้า SMR ที่เหมาะสมกับไทย ต้นทุนโรงไฟฟ้า ประโยชน์จากการใช้ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า SMR รวมถึงโอกาสของผู้ประกอบการไทยจากการพัฒนาโรงไฟฟ้า SMR ซึ่งในปัจจุบัน การพัฒนาโรงไฟฟ้า SMR เป็นอีกหนึ่งทางเลือกของแหล่งพลังงานที่ประเทศทั่วโลกต่างทวีความสำคัญมากขึ้น ยกตัวอย่างเช่น เมื่อต้นเดือน มิถุนายน 2568 ที่ผ่านมา รัฐบาลสหราชอาณาจักรได้เลือกบริษัท โรลส์-รอยซ์ (Rolls-Royce Plc) ให้ทำหน้าที่จัดหาเทคโนโลยีเตาปฏิกรณ์นิวเคลียร์แบบโมดูลาร์ขนาด สำหรับสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์แบบ SMR แห่งแรกของประเทศ หลังจากเฟ้นหาเกือบ 2 ปี

ขณะที่ทางรัฐบาลไทยและรัฐบาลเกาหลีได้ลงนามข้อตกลงว่าด้วยความร่วมมือด้านการใช้พลังงานนิวเคลียร์ทางสันติ เมื่อเดือน มีนาคม 2568 ที่ผ่านมา ผ่านทางการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Korea Hydro and Nuclear Power Co., Ltd. (KHNP) โดยทั้งสองหน่วยงานจะได้ร่วมกันศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นของการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า SMR เพื่อแลกเปลี่ยนประสบการณ์และแนวทางปฎิบัติด้านพลังงาน รวมถึงการพัฒนาบุคลากร ซึ่งเป็นอีกก้าวสำคัญที่สะท้อนความจริงจังในการพัฒนาโรงไฟฟ้า SMR ของไทย

สำหรับไทย ภาครัฐได้มีการบรรจุแผนพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า SMR ไว้ในร่างแผนพัฒนากำลังผลิตกำลังไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2567-2580 (ร่างแผน PDP2024) และแผนวิสาหกิจ กฟผ.ปี 2568-72 แล้ว ซึ่งจากร่างแผนดังกล่าว ภาครัฐมีแผนที่จะให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้า SMR ในปี 2575 และเดินเครื่องโรงไฟฟ้า SMR ที่มีกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด 600 เมกะวัตต์ในช่วงปี 2580-2640 (60 ปี) โดยแบ่งเป็นกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า SMR ในภาคตะวันออก
เฉียงเหนือราว 300 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า SMR ในภาคใต้ราว 300 เมกะวัตต์

อย่างไรก็ดี ยังไม่มีรายละเอียดของจำนวนและประเภทโรงไฟฟ้า SMR ที่จะลงทุน รวมทั้งข้อมูลที่เกี่ยวกับผลประโยชน์ที่ผู้ประกอบการจะได้รับจากการลงทุนโรงไฟฟ้า SMR ของ กฟผ. มากนัก

หากพิจารณาโรงไฟฟ้า SMR ใดที่เหมาะสมกับไทย พบว่า Land-Based Water-Cooled SMRs (LWR) เป็นโรงไฟฟ้า SMR ที่เหมาะที่จะก่อสร้างในไทยมากที่สุด เนื่องจาก LWR มีความปลอดภัยสูง และสามารถสร้างความเชื่อมั่นต่อสาธารณชน เนื่องจากโรงไฟฟ้า SMR ประเภทนี้มีระบบ passive safety ซึ่งสามารถระบายความร้อนคงค้าง หลังปิดระบบของโรงไฟฟ้า และมีการออกแบบให้ปิดกั้นสารกัมมันตรังสีโดยอัตโนมัติในกรณีที่โรงไฟฟ้า SMR ชำรุด ซึ่งลดความเสี่ยงจากการระเบิดของโรงไฟฟ้า และการรั่วไหลของสารกัมมันตรังสี ซึ่งสร้างความเชื่อมั่นแก่สาธารณชนได้ง่ายขึ้น

นอกจากนี้ LWR ใช้น้ำเป็นสารหล่อเย็น จึงเหมาะกับภูมิประเทศของไทย เนื่องจากไทยมีแหล่งน้ำจำนวนมาก เช่น ลุ่มแม่น้ำสายหลักต่างๆ และพื้นที่ชายฝั่งทะเล จึงทำให้ผู้ประกอบการสามารถเลือกตั้ง LWR ใกล้แหล่งน้ำต่างๆ และใช้น้ำจากแหล่งน้ำเหล่านั้นได้อย่างสะดวก

สำหรับภูมิภาคที่ กฟผ. มีแผนที่จะตั้งโรงไฟฟ้า SMR อย่างภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และภาคใต้ใช้โครงข่ายไฟฟ้าขนาดกลางจำนวนมาก ซึ่งสามารถติดตั้งโรงไฟฟ้า SMR ประเภทนี้โดยไม่ต้องขยายระบบสายส่งไฟฟ้า ในปัจจุบัน เขตรอบนอกในหลายจังหวัดของภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และภาคใต้มีโครงข่ายไฟฟ้าขนาดกลาง และมีระบบสายส่งไฟฟ้าที่จำกัด จึงเหมาะที่จะตั้ง LWR ในพื้นที่ดังกล่าว เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าอย่างต่อเนื่องของภาคอุตสาหกรรมขนาดเล็ก และเขตเศรษฐกิจพิเศษชายแดนในพื้นที่เหล่านั้น

นอกจาก LWR ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้า SMR ที่เหมาะกับการใช้ในไทยแล้ว ยังมีโรงไฟฟ้า SMR ประเภท Molten Salt SMRs (MSRs) ซึ่งปัจจุบัน บมจ. โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ (GPSC) ได้จับมือกับ Seaborg Technologies Aps เพื่อร่วมกันศึกษาความเป็นไปได้ของโรงไฟฟ้า SMR ประเภทดังกล่าวในช่วงปี 2567-2570 เนื่องจากเหตุผลดังต่อไปนี้

ทั้งนี้ MSRs มีความปลอดภัยสูง และสามารถสร้างความเชื่อมั่นต่อสาธารณชน เนื่องจาก freeze plug ซึ่งช่วยระบายเชื้อเพลิง อย่างเกลือหลอมเหลว ไปยังถังเก็บที่ออกแบบมาให้ จึงช่วยลดความเสี่ยงจากการรั่วไหลของสารกัมมันตรังสี ซึ่งสร้างความเชื่อมั่นให้สาธารณชนได้ง่ายขึ้นบางพื้นที่ในภูมิภาคที่กฟผ.มีแผนที่จะตั้งโรงไฟฟ้า SMR อย่างภาคตะวันออกเฉียงเหนือตอนบน และภาคใต้ตอนบน อาจเผชิญกับปัญหาภัยแล้ง จึงอาจจะเหมาะที่จะตั้ง MSRs ในบริเวณเหล่านั้น เนื่องจากโรงไฟฟ้า SMR ประเภทนี้สามารถระบายความร้อนด้วยอากาศได้

ทั้งนี้ MSRs สามารถรองรับการใช้เชื้อเพลิงที่หลากหลายมากกว่าโรงไฟฟ้า SMR ประเภทอื่นๆ จึงสามารถประหยัดต้นทุนเชื้อเพลิงจากการเลือกใช้เชื้อเพลิงที่มีต้นทุนต่ำได้ โดย MSRs สามารถใช้ ธอเรียมและเชื้อเพลิงยูเรเนียมที่ใช้แล้วเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าได้ ซึ่งมีต้นทุนที่ต่ำกว่าเชื้อเพลิงหลักของโรงไฟฟ้า SMR อย่าง uranium-235 จึงอาจช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้า SMR ในระยะยาว

หากพิจารณาความเหมาะสมในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า SMR ในไทยที่กล่าวมาในข้างต้น จะพบว่า กฟผ.มีโอกาสที่จะลงทุนก่อสร้าง LWR ในระยะเริ่มต้นของการใช้โรงไฟฟ้า SMR ในการผลิตไฟฟ้าในไทย เนื่องจากปัจจุบัน LWR ถูกพัฒนาในระดับที่สามารถนำไปใช้งานในเชิงพาณิชย์ได้จริง และมีความปลอดภัยสูง จึงสร้างความเชื่อมั่นแก่สาธารณชนได้ง่ายขึ้น โดยหัวข้อถัดไปจะวิเคราะห์เม็ดเงินลงทุนที่เกิดขึ้นและผลตอบแทนของโรงไฟฟ้า SMR หาก กฟผ.ลงทุน LWR ตามร่างของแผน PDP2024

อย่างไรก็ตามการที่ภาครัฐมีแผนที่จะให้ กฟผ. ลงทุนโรงไฟฟ้า SMR ที่มีกำลังการผลิตทั้งหมด 600 เมกะวัตต์ คาดจะก่อให้เกิดเม็ดเงินลงทุนในการพัฒนาโรงไฟฟ้า SMR ราว 9.3 หมื่นล้านบาทในช่วงปี 2575-80 ซึ่งการประเมินนี้อยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่า กฟผ. เลือกลงทุนโรงไฟฟ้า SMR ประเภท Land-Based Water-Cooled SMRs (LWR) ที่ใช้เงินในการลงทุนราว 155 ล้านบาท/เมกะวัตต์ ในปี 2575 ซึ่งลดลง 22% จากปี 2568 ซึ่งสอดคล้องกับการประเมินของ Wood Mackenize และสถาบันพลังงานนิวเคลียร์ของสหรัฐฯ

นอกจากนั้น การลงทุนโรงไฟฟ้า SMR ดังกล่าวยังสร้างรายได้เพิ่มเติมจากการขายไฟฟ้าราว 7.8 แสนล้านบาท ตลอดระยะเวลาการดำเนินงาน 60 ปี หรือเฉลี่ยปีละ 1.3 หมื่นล้านบาท

การประเมินรายได้จากการลงทุน LWR ของ กฟผ.อยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่าโรงไฟฟ้าดังกล่าวขายไฟฟ้า ในรูปแบบเดียวกับราคาขายไฟฟ้าของภาคเอกชนให้กับ กฟผ. ซึ่งประกอบด้วย 2 ส่วน ได้แก่ 1. ค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะคงที่อยู่ที่ 0.68 บาท/หน่วยไฟฟ้า 2. ค่าพลังงานไฟฟ้า ซึ่งเปลี่ยนแปลงตามทิศทางของราคาเชื้อเพลิงหลัก อย่าง uranium-235 ที่ถูกประเมินโดย UBS และสมาคมนิวเคลียร์โลก ซึ่งส่วนนี้จะเฉลี่ยอยู่ราว 1.94 บาท/หน่วยไฟฟ้า

เมื่อพิจารณาระยะเวลาคืนทุนของการลงทุน LWR ของ กฟผ. พบว่า โรงไฟฟ้าประเภทนี้จะใช้เวลาคืนทุน 12.6 ปี ซึ่งสั้นกว่าระยะเวลาในการดำเนินการของโรงไฟฟ้า SMR ของกฟผ.ที่ 60 ปี โดยโรงไฟฟ้า SMR ประเภท LWR จะมีรายได้จากการขายไฟฟ้าประมาณ 21.8 ล้านบาท/ปี/เมกะวัตต์

นอกจากนั้น คาดว่าการลงทุน LWR ของ กฟผ.มีอัตราผลตอบแทนโดยเฉลี่ย (IRR) อยู่ราว 6.8% ต่อปี ซึ่งอยู่ในระดับเดียวกับ IRR ของโรงไฟฟ้า SMR ของทั่วโลกทิ่อยู่ราว 5.8%-11% ต่อปี

การลงทุนโรงไฟฟ้า SMR ของ กฟผ.ย่อมส่งผลบวกต่อธุรกิจที่เกี่ยวเนื่อง เช่น ธุรกิจรับเหมาก่อสร้างและโยธา เนื่องจาก กฟผ.มีแนวโน้มที่จะใช้ผู้ประกอบการเหล่านี้ในการพัฒนาโครงการมากขึ้น ซึ่งจะได้วิเคราะห์ผลประโยชน์ที่ธุรกิจดังกล่าวได้รับในหัวข้อถัดไป

ด้านค่าใช้จ่ายในการพัฒนา LWR กระจุกตัวในค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวกับการก่อสร้างและการขอใบอนุญาต เครื่องกำเนิดไฟฟ้าและไอน้ำ และระบบนิวเคลียร์ ซึ่งมีสัดส่วนอยู่ราว 24% 20% และ 16% ของค่าใช้จ่ายในการพัฒนา LWR ทั้งหมด ตามลำดับ นอกจากนั้น ยังมีค่าใช้จ่ายอื่นๆ เช่น ค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับระบบสนับสนุนและควบคุมและจ่ายไฟฟ้า

อย่างไรก็ตามเมื่อพิจารณาเฉพาะส่วนประกอบและบริการที่ผู้ประกอบธุรกิจ LWR สามารถซื้อและใช้บริการในประเทศ พบว่า ผู้ประกอบการเหล่านั้นมีแนวโน้มที่จะใช้บริการก่อสร้างจากผู้รับเหมาก่อสร้างของไทย และซื้อและใช้บริการติดตั้งระบบควบคุมและจ่ายไฟฟ้า และระบบทำความเย็นจากผู้ผลิตและจัดจำหน่ายสินค้าดังกล่าวในไทย จึงทำให้ผู้ประกอบการเหล่านี้มีแนวโน้มจะได้รับประโยชน์จากการลงทุนพัฒนา LWR ดังกล่าว

เมื่อพิจารณาค่าใช้จ่ายของ LWR ในส่วนที่สามารถใช้บริการและซื้อภายในประเทศ Krungthai COMPASS ประเมินว่า ผู้ประกอบการในไทยจะได้รับประโยชน์จากการพัฒนา LWR ของ กฟผ.ในช่วงปี 2575-80 ราว 4.3 หมื่นล้านบาท ซึ่งผู้ประกอบการที่คาดว่าจะได้รับผลประโยชน์มี 3 กลุ่ม ดังนี้

กลุ่มธุรกิจรับเหมาก่อสร้างและโยธา ซึ่งคาดว่าจะได้รับประโยชน์จากพัฒนา LWR ของ กฟผ.มากที่สุด โดยคาดว่าจะมีรายได้จากการให้บริการก่อสร้าง LWR แก่กฟผ.ราว 2.26 หมื่นล้านบาท ทั้งนี้ ผู้ประกอบการไทยที่มีศักยภาพในการรับงานก่อสร้าง LWR ของ กฟผ.ควรมีประสบการณ์ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่มีมูลค่ามากกว่า 1 พันล้านบาทในระยะเวลา 10 ปีย้อนหลัง และได้รับมาตราฐาน ISO 9001 ISO 14001 และ ISO 45001 เช่น บมจ. ช.การช่าง นอกจากนั้น ควรหาพันธมิตรที่เป็นผู้พัฒนาเทคโนโลยีนิวเคลียร์จากต่างประเทศ เช่น GE-Hitachi และ NuScale Power มาร่วมกันก่อสร้างโรงไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อสร้างความเชื่อมั่นด้านความปลอดภัยแก่ กฟผ.

กลุ่มธุรกิจผลิตและจัดจำหน่ายอุปกรณ์ไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องกับระบบควบคุมและจ่ายไฟฟ้า และระบบ Auxiliary System เช่น หม้อแปลงไฟฟ้า Circuit Breaker ระบบบริหารจัดการไฟฟ้า และ Control System ซึ่งคาดว่าจะได้รับประโยชน์จากพัฒนา LWR มากรองลงมา โดยคาดว่าจะมีรายได้จากการจำหน่ายและให้บริการติดตั้งอุปกรณ์ดังกล่าวให้กับ กฟผ. ราว 1.4 หมื่นล้านบาท ทั้งนี้ ผู้ประกอบการไทยที่มีโอกาสที่เข้ามาขายอุปกรณ์ไฟฟ้าดังกล่าวให้กับ กฟผ. ควรเป็นตัวแทนจำหน่ายอุปกรณ์ดังกล่าวของแบรนด์ชั้นนำของโลก อย่าง Siemens ABB GE EATON และ Hitachi เช่น บจก.ภัทรเมธากิจ บจก.ไฟฟ้าอุตสาหกรรรม และ บจก.ฮิตาชิ เอนเนอร์ยี่ (ประเทศไทย) เพราะกฟผ.มักเลือกใช้อุปกรณ์ไฟฟ้าของแบรนด์ชั้นนำในโรงไฟฟ้าเพื่อสร้างความเชื่อมั่นด้านความปลอดภัย

กลุ่มธุรกิจผลิตและจัดจำหน่ายอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับระบบทำความเย็น (Cooling System) ซึ่งคาดว่าจะได้รับประโยชน์จากพัฒนา LWR มากเป็นอันดับสาม โดยคาดว่าจะมีรายได้จากการจำหน่ายและให้บริการติดตั้งอุปกรณ์ดังกล่าวให้กับ กฟผ. ราว 6.5 พันล้านบาท

ส่วนผู้ประกอบการไทยที่มีโอกาสที่เข้ามาจัดจำหน่ายอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับ Cooling System ให้กับ กฟผ. ควรเป็นตัวแทนจำหน่ายอุปกรณ์ดังกล่าวของแบรนด์ชั้นนำ อย่าง Hitachi Schneider และ Siemens รวมทั้งจัดจำหน่ายสินค้าที่ผลิตตามมาตราฐาน ISO 9001 ISO 14001 และมาตราฐาน ASME โดยตัวอย่างผู้ประกอบการในกลุ่มนี้ ได้แก่ บจก. เจเนซิส เอ็นจิเนียริ่ง แอนด์ เทอร์มอล โซลูชั่นส์ บจก.บี.กริม เทคโนโลยี และ Siemens Energy เพราะ กฟผ.มักเลือกใช้อุปกรณ์ที่มีคุณสมบัติดังกล่าวในโรงไฟฟ้าเพื่อสร้างความเชื่อมั่นด้านความปลอดภัยแก่สาธารณชน

นอกจากนี้การลงทุนพัฒนา LWR ของ กฟผ. มีแนวโน้มที่จะสร้างรายได้ให้กับผู้ประกอบการไทยที่อยู่ในห่วงโซ่อุปทานของการพัฒนา LWR อย่างไรก็ตาม เพื่อให้ประชาชนมีความมั่นใจในประสิทธิภาพและความปลอดภัยของ SMR ภาครัฐและภาคเอกชนของไทยสามารถพิจารณาและปฏิบัติตามแนวทางในหัวข้อถัดไป

ด้านแนวทางในการเพิ่มประสิทธิภาพและลดความเสี่ยงด้านความปลอดภัยของ SMRเพื่อให้ประชาชนมีความมั่นใจในแง่ของประสิทธิภาพและความปลอดภัยของโรงไฟฟ้า SMR ภาครัฐและภาคเอกชนสามารถปฏิบัติตามแนวทางดังต่อไปนี้

เลือกพื้นที่ตั้งของโรงไฟฟ้า SMR ที่มีระบบส่งไฟฟ้าที่มีศักยภาพต่ำกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ รวมทั้งอยู่ใกล้แหล่งน้ำทางธรรมชาติ เช่น แม่น้ำ เพราะพื้นที่มีลักษณะดังกล่าวอาจมีความจำเป็นต้องการใช้โรงไฟฟ้า SMR เพื่อสร้างเสถียรภาพในการจ่ายไฟฟ้า นอกจากนั้น พื้นที่ดังกล่าวอาจทำให้ผู้ประกอบธุรกิจโรงไฟฟ้า SMR สามารถลดความซับซ้อนในการก่อสร้างระบบ Cooling System และมีความเสี่ยงด้านภัยแผ่นดินไหวต่ำ ซึ่งช่วยลดต้นทุนการก่อสร้างและลดความเสี่ยงจากอันตรายที่เกิดจากแผ่นดินไหวจัดทำเวทีเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากชุมชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้า SMR พร้อมทั้งเปิดเผยข้อมูลเกี่ยวกับกระบวนการผลิตไฟฟ้า ระบบรักษาความปลอดภัยของ SMR และวิธีการกำจัดกากกัมมันตรังสีอย่างครบถ้วน เพื่อเพิ่มความมั่นใจให้ประชาชนที่อยู่ในบริเวณเหล่านั้น

ส่วนการออกแบบโรงไฟฟ้า SMR ต้องมีระบบตัดไฟฟ้าและระบบต้านทานแผ่นดินไหว พร้อมทั้งมีอาคารที่ออกแบบมาเพื่อกักเก็บกากกัมมันตรังสีไม่ให้รั่วไหลออกสู่ภายนอก และให้ใช้เครื่องรวบรวมไฮโดรเจนแบบ Passive autocatalytic เพื่อป้องกันความเสียหายและความเสี่ยงที่เกิดขึ้นจากการแพร่กระจายของสารกัมมันตรังสีและการระเบิดของโรงไฟฟ้า SMR

ขณะที่ภาครัฐสามารถออกกฎหมายให้ผู้ประกอบธุรกิจโรงไฟฟ้า SMR ต้องจัดเงินทุนสำหรับการกำจัดกากกัมมันตรังสี เพื่อลดความเสี่ยงที่เกิดขึ้นจากการรั่วไหลสารกัมมันตรังสี โดย International Energy Agency (IEA) ประเมินว่า ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวกับการกำจัดกากกัมมันตรังสีคิดเป็น 15% ของค่าใช้จ่ายทั้งหมดของโรงไฟฟ้า SMR โดยภาครัฐสามารถลงทุนก่อสร้างแหล่งเก็บกากกัมมันตรังสีใต้พื้นดินอย่างถาวร (Deep Geo-logical Repository: DGR) ในบริเวณที่ไม่มีรอยเลื่อนที่ยังเคลื่อนไหว และมีชั้นหินเก่าแก่ที่มั่นคง เช่น หินแกรนิต และหินดินดาน รวมทั้งมีชั้นหินแห้ง เช่น ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ เพื่อให้มั่นใจได้ว่าสามารถกักเก็บกากมันตรังสีที่ทิ้งจากโรงไฟฟ้า SMR ได้อย่างปลอดภัย เนื่องจากพื้นที่ดังกล่าวมีความแข็งแรงและมั่นคง รวมทั้งมีคุณสมบัติในการปิดรอยรั่วได้เอง จึงสามารถลดความเสี่ยงที่สารกัมมันตรังสีจะรั่วไหลออกสู่ภายนอก

ทั้งนี้ต้นทุนการก่อสร้าง DGR ที่สามารถรองรับการเก็บกากกัมมันตรังสีของโรงไฟฟ้า SMR ที่มีกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด 600 เมกะวัตต์ ได้ 60 ปี อยู่ราว 1.51 แสนล้านบาท ซึ่งการประเมินนี้อยู่ภายใต้สมมุติฐานที่ว่าต้นทุนการก่อสร้าง DGR ของไทยใกล้เคียงกับต้นทุนการก่อสร้าง Onkalo spent nuclear fuel repository ซึ่งเป็น DGR ของฟินแลนด์

อย่างไรก็ดี เพื่อสร้างความเชื่อมั่นด้านประสิทธิภาพและความปลอดภัยของการใช้โรงไฟฟ้าดังกล่าว ภาครัฐและภาคเอกชนของไทยสามารถปฏิบัติตามแนวทางดังนี้ เลือกตั้ง SMR ในพื้นที่ที่มีระบบสายส่งไฟฟ้าที่จำกัดและอยู่ใกล้แหล่งน้ำเพื่อเพิ่มความเสถียรในการใช้ไฟฟ้าของพื้นที่เหล่านั้นและลดต้นทุนการก่อสร้างรับฟังความคิดเห็นจากชุมชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้า SMR พร้อมทั้งเปิดเผยข้อมูลเกี่ยวกับกระบวนการดำเนินงานอย่างครบถ้วน และการออกกฎหมายให้ผู้ประกอบธุรกิจ SMR ต้องจัดเงินทุนสำหรับการกำจัดกากกัมมันตรังสี การก่อสร้างแหล่งเก็บกากกัมมันตรังสีใต้พื้นดินอย่างถาวร (DGR) ในบริเวณที่ไม่มีรอยเลื่อนที่ยังเคลื่อนไหวและมีชั้นหินเก่าแก่ที่มั่นคง เพื่อให้มั่นใจได้ว่าสามารถกักเก็บกากกัมมันตรังสีที่ทิ้งจาก SMR ได้อย่างปลอดภัย