ช่วงรับฟังความคิดเห็นอย่างเป็นทางการต่อร่าง PDP 2026 ปิดลงแล้วเมื่อวาน (15 ก.ย. 69) แม้งานชิ้นนี้จะมาไม่ทันช่วงที่เปิดให้กดส่งความคิดเห็นออนไลน์ แต่ก็ยังไม่สายสำหรับการติดตามและตั้งคำถาม เพราะหลังจากนี้ สำนักนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน ยังต้องนำความคิดเห็นจากเวทีและช่องทางต่างๆ ไปประกอบการปรับปรุงร่าง ก่อนเข้าสู่กระบวนการพิจารณาในขั้นต่อไป
ก่อนอื่นต้องขอบอกว่า PDP ไม่ใช่แผนเล็ก ๆ เพราะนี่คือแผนที่จะกำหนดว่าในอนาคตประเทศไทยจะสร้างโรงไฟฟ้าแบบไหน ใช้พลังงานจากอะไร และต้องลงทุนกับระบบไฟฟ้ามากแค่ไหน เฉพาะช่วง 12 ปีแรกของ PDP 2026 ก็วางกำลังผลิตใหม่เพิ่มอีกกว่า 50,000 เมกะวัตต์ ขณะที่เฉพาะเงินลงทุนส่วนเพิ่มเพื่อปรับระบบไฟฟ้าให้รองรับพลังงานหมุนเวียนในช่วงปี 2572–2593 ก็ถูกประเมินไว้ราว 3.6-7 แสนล้านบาท ขึ้นอยู่กับทางเลือกที่ประเทศเลือกเดิน
และสิ่งเหล่านี้เกี่ยวกับค่าใช้จ่ายของเราตรง ๆ เพราะต้นทุนของระบบไฟฟ้าสุดท้ายจะสะท้อนกลับมาใน ค่าไฟ ร่างแผนประเมินค่าไฟเฉลี่ยไว้ราว 3 บาทปลายต่อหน่วย แต่ตัวเลขนี้ขึ้นอยู่กับสมมติฐานหลายเรื่อง หากราคาก๊าซ ต้นทุนโรงไฟฟ้า หรือเทคโนโลยีต่าง ๆ สูงกว่าที่ประเมินไว้ ค่าไฟจริงก็อาจสูงกว่านั้นได้ นี่จึงเป็นเหตุผลว่าทำไมรายละเอียดของ PDP ถึงสำคัญกับคนจ่ายค่าไฟทุกคน
ที่น่าสนใจคือ PDP 2024 ที่เปิดรับฟังความคิดเห็นเมื่อสองปีก่อนยังไม่ทันประกาศใช้อย่างเป็นทางการ ประเทศไทยก็มาถึงร่าง PDP 2026 แล้ว รอบนี้กรอบเวลาถูกขยายไปถึงปี 2593 หรือประมาณ 25 ปี เพื่อให้มองไปถึงปลายทาง Net Zero และบริบทระบบไฟฟ้าที่กำลังเปลี่ยนเร็วขึ้น ทั้งการขยายตัวของ Data Center, EV, การผลิตไฟใช้เอง และพลังงานหมุนเวียน ซึ่ง สนพ. เองก็นำปัจจัยเหล่านี้เข้ามาใช้ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารอบใหม่
ร่าง PDP 2026 เสนอภาพอนาคตไว้ 4 กรณี ได้แก่ 1) Base Case ที่ให้ความสำคัญกับความมั่นคงในช่วงเปลี่ยนผ่าน 2) Net Zero by CCS ที่ยังรักษาบทบาทของก๊าซและใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอนเข้ามาช่วย 3) Net Zero by RE ที่เร่งพลังงานหมุนเวียนมากที่สุด และ 4) Net Zero by RE & CCS ที่ผสมทั้งพลังงานหมุนเวียน ก๊าซ และ CCS โดยปลายแผนมีสัดส่วนพลังงานสะอาดตั้งแต่ 65–89% แตกต่างกันไปในแต่ละกรณี
แต่ที่น่าสนใจคือ 4 ทางเลือกนี้ยังไม่ได้แยกจากกันทันที เพราะตลอด 12 ปีแรก หรือปี 2569–2580 ทุกทางเลือกวางกำลังผลิตใหม่ไว้เหมือนกันทั้งหมด รวม 50,900 เมกะวัตต์ จากทั้งโรงไฟฟ้าก๊าซ พลังงานแสงอาทิตย์ ลม SMR และแบตเตอรี่ ก่อนจะเริ่มแยกเส้นทางกันหลังปี 2580
PDP 2026 รอบนี้ยังมาในจังหวะที่น่าจับตาเป็นพิเศษ เพราะเพิ่งผ่าน พ.ร.ก.กู้เงินวงเงินไม่เกิน 400,000 ล้านบาท เพื่อรับมือวิกฤตพลังงานและสร้างการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน โดยในจำนวนนี้มีกรอบ 200,000 ล้านบาทสำหรับการปรับโครงสร้างและเปลี่ยนผ่านพลังงาน ตั้งแต่พลังงานทดแทน โครงข่ายไฟฟ้า ประสิทธิภาพพลังงาน ไปจนถึงยานยนต์สะอาด ขณะเดียวกัน ภาคอุตสาหกรรมก็ต้องการไฟฟ้าสะอาดมากขึ้นเพื่อแข่งขันในตลาดโลก และ Data Center กำลังกลายเป็นโหลดไฟฟ้าก้อนใหม่ที่ PDP ต้องรองรับ
พูดอีกแบบคือ เรากำลังคุยกันถึงแผนที่จะกำหนดทิศทางระบบไฟฟ้าไทยไปอีก กว่า 20 ปี ในจังหวะที่ทั้งเงินลงทุน เทคโนโลยี และโครงสร้างตลาดพลังงานกำลังเปลี่ยนพร้อมกันหลายเรื่อง
แต่เวทีรับฟังความคิดเห็นร่างแผนหลักจัดขึ้น หนึ่งวันในกรุงเทพฯ เมื่อวันที่ 8 กันยายน พร้อมการเข้าร่วมออนไลน์และถ่ายทอดสด ก่อนเปิดให้ส่งความคิดเห็นเพิ่มเติมถึงวันที่ 15 กันยายน หรือจะพูดให้ชัดขึ้นก็คือ แผนใช้กันกว่า 20 ปี แต่หลังเวทีมีเวลาให้คิดต่ออีกประมาณ 7 วัน ทั้งที่ PDP 2018 เคยเดินสายรับฟังความคิดเห็น 5 เวที ครอบคลุม ส่วนกลางและ 4 ภูมิภาค ประมาณหนึ่งเดือน มีผู้เข้าร่วม 1,873 คน ส่วน PDP 2018 Revision 1 ที่เกิดในช่วงโควิดจึงลดเหลือเวทีวันเดียว นี่เรายังอยู่ใน new normal อยู่ใช่มั้ยเนี่ย!
แม้ว่า จำนวนวันหรือจำนวนเวทีไม่ได้เป็นคำตอบทั้งหมดว่าการรับฟังครั้งหนึ่งมีคุณภาพมากน้อยเพียงใด สิ่งที่สำคัญไม่แพ้กันคือ ข้อมูลที่ใช้ประกอบการตัดสินใจเปิดเผยเพียงพอหรือไม่ ทางเลือกที่เสนอเปิดกว้างแค่ไหน และความคิดเห็นที่เกิดขึ้นสามารถเปลี่ยนแผนได้จริงตรงไหนบ้าง
ในเวทีวันที่ 8 กันยายน มีคำถามจำนวนมากถูกหยิบยกขึ้นมาจากตัวแทนหน่วยงาน ภาคธุรกิจ นักวิชาการ ภาคประชาชน และผู้ติดตามประเด็นพลังงาน หลายคำถามค่อนข้างเทคนิค และบางคำถามต้องมีพื้นฐานเรื่องระบบไฟฟ้าจึงจะเห็นว่าทำไมถึงสำคัญ
Data Hatch อยากชวนทุกคนติดตาม 7 คำถามจากเวทีรับฟังความคิดเห็นที่เราคิดว่าสำคัญ มาเรียบเรียงใหม่ให้เข้าใจง่ายขึ้น พร้อมเติมบริบทว่าแต่ละคำถามกำลังถามอะไร ทำไมจึงสำคัญ และเกี่ยวข้องกับอนาคตพลังงานหรือค่าไฟของเราอย่างไร
คำถามเหล่านี้มีที่มาจากผู้เข้าร่วมเวที เราพยายามรักษาแก่นและเจตนาของคำถามเดิมไว้ให้มากที่สุด ถ้าเข้าใจผิดไปจากสิ่งที่ผู้ถามต้องการสื่อ ก็ต้องขออภัยและนับเป็นคำถามที่สร้างแรงบันดาลให้เราแล้วกัน และขอให้เครดิตกับทุกคนที่ตั้งคำถามเหล่านี้ขึ้นมา
Q1 – ร่าง PDP 2026 มี 4 ทางเลือก แต่ในช่วง 12 ปีแรกกลับวางแผนกำลังผลิตไว้เหมือนกันทั้งหมด แล้วประชาชนยังมีทางเลือกอะไร และข้อเสนอจากการรับฟังจะเปลี่ยนช่วงต้นของแผนได้แค่ไหน? | พงศ์พล ยอดเมืองเจริญ พรรคภูมิใจไทย
ร่าง PDP 2026 เสนอ 4 ทางเลือกสำหรับอนาคตระบบไฟฟ้า แต่ในช่วง 12 ปีแรก หรือปี 2569–2580 แผนกำลังผลิตของทั้ง 4 ทางเลือกแทบเหมือนกัน ก่อนจะเริ่มแตกต่างกันชัดเจนในช่วงหลัง คำถามคือ หากมีข้อมูลหรือข้อเสนอใหม่จากการรับฟังความคิดเห็น เราสามารถปรับสิ่งที่วางไว้ใน 12 ปีแรกได้มากน้อยแค่ไหน?
คำถามลักษณะนี้เกิดขึ้นหลายครั้งในเวที เช่น พลังงาน Geothermal ลม หรือ ชีวมวล ที่มีศักยภาพเพิ่มขึ้น สามารถขยับเข้ามาในช่วงต้นแผนได้หรือไม่ หรือมีข้อสังเกตว่า พลังงานหมุนเวียนหลายประเภทอาจพร้อมเข้าสู่ระบบได้เร็วกว่าการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่ หรือตัวแทนจากสมาคมพลังงานลมก็ตั้งคำถามว่า เหตุใดกำลังผลิตลมในช่วงต้นแผนจึงยังมีไม่มาก ทั้งที่ช่วงปลายแผนตั้งเป้าเพิ่มขึ้นอย่างชัดเจน และเราสามารถขยับเป้าหมายนั้นให้เร็วขึ้นได้หรือไม่
Q2 – ทำไมข้อมูลที่ใช้รับฟังความเห็น PDP 2026 ยังไม่เปิดตัวเลขต้นทุนสำคัญที่ใช้คำนวณให้ตรวจสอบได้ โดยเฉพาะ ‘ราคาก๊าซธรรมชาติ’ ที่มีผลต่อทั้งการเลือกโรงไฟฟ้าและค่าไฟในอนาคต? | วรภพ วิริยะโรจน์ พรรคประชาชน
การตัดสินใจว่า PDP ควรมีโรงไฟฟ้าประเภทไหนมากน้อยเพียงใด ขึ้นอยู่กับ “สมมติฐาน” หลายเรื่อง โดยเฉพาะต้นทุนการลงทุน ต้นทุนเชื้อเพลิง และราคาที่คาดการณ์ในอนาคต หากประชาชนไม่เห็นข้อมูลเหล่านี้ ก็ยากที่จะตรวจสอบได้ว่า ทางเลือกที่ถูกเสนอมีต้นทุนเหมาะสมกว่าทางเลือกอื่นจริงหรือไม่ และที่สำคัญ หากสมมติฐานต้นทุนบางส่วนคลาดเคลื่อน ก็อาจนำไปสู่การวางกำลังผลิตบางประเภทมากเกินความจำเป็นได้
เรื่องนี้สำคัญเป็นพิเศษกับ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ ซึ่ง PDP 2026 ยังวางกำลังผลิตใหม่ไว้จำนวนมาก เพราะต้นทุนไฟฟ้าจากก๊าซขึ้นอยู่กับทั้งราคาก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากเมียนมา และ LNG นำเข้า รวมถึงวิธีเฉลี่ยต้นทุนผ่าน Pool Gas หากสมมติฐานมองว่าก๊าซในอนาคตมีราคาต่ำกว่าที่เกิดขึ้นจริง หรือไม่ได้สะท้อนความเสี่ยงจาก LNG นำเข้าที่มีราคาแพงและผันผวนเพียงพอ ก็อาจทำให้โรงไฟฟ้าก๊าซดูคุ้มค่ากว่าทางเลือกอื่น และเพิ่มความเสี่ยงที่จะสร้างกำลังผลิตก๊าซมากเกินความจำเป็น ขณะที่ต้นทุนสุดท้ายอาจย้อนกลับมาอยู่ในค่าไฟของประชาชน
Q3 – นโยบาย “โซลาร์ล้านหลังคา” ของรัฐบาลตั้งเป้าติด Solar Rooftop 1 ล้านครัวเรือน หรือประมาณ 5,000 เมกะวัตต์ แล้วกำลังผลิตก้อนนี้ถูกนำมาคิดไว้ตรงไหนใน PDP 2026 และจะทำให้ความต้องการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ลดลงหรือไม่? | ดุสิต เครืองาม สมาคมอุตสาหกรรมเซลล์แสงอาทิตย์ไทย
ภายใต้กรอบ พ.ร.ก.กู้เงิน ส่วนที่เป็นการเพิ่มประสิทธิภาพและเปลี่ยนผ่านพลังงานวงเงิน 2 แสนล้านบาท รัฐบาลมีนโยบายสนับสนุน Solar Rooftop ภาคประชาชน โดยมีการพูดถึงเป้าหมาย 1 ล้านหลังคาเรือน หากติดตั้งเฉลี่ยบ้านละ 5 กิโลวัตต์ จะเท่ากับกำลังผลิตประมาณ 5,000 เมกะวัตต์ และรัฐบาลระบุว่าจะช่วยลดการนำเข้า LNG และเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานได้
คำถามคือ กำลังผลิตจากหลังคาบ้านเหล่านี้ถูกนำไปใส่ในสมมติฐานของ PDP 2026 อย่างไร เพราะไฟฟ้าที่ประชาชนผลิตใช้เองจะช่วย ลดความต้องการซื้อไฟจากระบบในช่วงกลางวัน ขณะที่ไฟส่วนเกินก็สามารถส่งกลับเข้าสู่โครงข่ายได้ หากนโยบายนี้เกิดขึ้นได้เร็วและในระดับหลายพันเมกะวัตต์ การคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าจากระบบ รวมถึงความจำเป็นในการสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่บางส่วนก็อาจเปลี่ยนไปด้วย ดังนั้น นโยบาย “โซลาร์ล้านหลังคา” จึงควรถูกมองร่วมกับ PDP ไม่ใช่เป็นนโยบายที่เดินแยกออกจากแผนกำลังผลิตของประเทศ
Q4 – เมื่อโรงไฟฟ้าเดิมทยอยปลดระวาง PDP 2026 ประเมินอย่างไรว่าจำเป็นต้องสร้างโรงไฟฟ้าใหม่มาทดแทน และได้เปรียบเทียบต้นทุนกับทางเลือกอย่างการต่ออายุโรงไฟฟ้าเดิมหรือวิธีอื่นแล้วหรือยัง? | ศุภโชติ ไชยสัจ พรรคประชาชน
ในช่วงของแผน PDP จะมีโรงไฟฟ้าหลายแห่งทยอยหมดอายุสัญญาหรือปลดระวาง ทำให้กำลังผลิตส่วนหนึ่งหายออกจากระบบ แต่ กำลังผลิตที่หายไปไม่ได้แปลว่าจะต้องสร้างโรงไฟฟ้าใหม่มาทดแทนในปริมาณเท่ากันเสมอไป เพราะยังมีทางเลือกอื่น เช่น การต่ออายุหรือปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าเดิม การเพิ่มพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงาน รวมถึงการบริหารความต้องการใช้ไฟฟ้า ซึ่งแต่ละทางเลือกมีต้นทุนและข้อจำกัดต่างกัน
คำถามคือ ก่อนกำหนดโรงไฟฟ้าใหม่ไว้ใน PDP 2026 มีการเปรียบเทียบต้นทุนของทางเลือกเหล่านี้อย่างไรเพราะในบางกรณี การใช้สินทรัพย์เดิมต่ออาจประหยัดกว่าการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขณะที่บางโรงอาจเก่า ไม่มีประสิทธิภาพ หรือมีต้นทุนเชื้อเพลิงและสิ่งแวดล้อมสูงจนไม่คุ้มที่จะต่ออายุ การเปิดให้เห็นการเปรียบเทียบเหล่านี้จะช่วยตอบได้ว่า โรงไฟฟ้าใหม่ที่อยู่ในแผนนั้นเกิดจากความจำเป็นของระบบและเป็นทางเลือกที่คุ้มค่าจริง หรือเป็นเพียงการนำกำลังผลิตใหม่มาแทนกำลังผลิตเดิมที่กำลังหมดอายุ
Q5 – PDP 2026 ในทางเลือกที่ 2 และ 4 วางบทบาทของ CCS ไว้ค่อนข้างมาก แต่ถ้าต้นทุนจริงสูงกว่าสมมติฐานที่ใช้ในแผนมาก เราจะมีกลไกทบทวนหรืออนุมัติการลงทุนเหล่านี้อย่างไร? | ศุภฤกษ์ ยิ้มกอบกิจ นายกสมาคมการค้าก๊าซชีวภาพไทย
CCS หรือ Carbon Capture and Storage เป็นเทคโนโลยีดักจับคาร์บอนไดออกไซด์จากโรงไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม ก่อนขนส่งไปกักเก็บใต้ดิน ซึ่งถูกนำมาใช้เป็นหนึ่งในทางเลือกเพื่อลดการปล่อยคาร์บอนใน PDP 2026 แต่เทคโนโลยีนี้ยังมีคำถามสำคัญทั้งเรื่องต้นทุนการดักจับ การขนส่งและกักเก็บ CO₂ การใช้พลังงานเพิ่มขึ้นของระบบ ตลอดจนความพร้อมของพื้นที่และโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็น
ดังนั้น หากแผนคำนวณความคุ้มค่าของ CCS ด้วย สมมติฐานต้นทุนที่ต่ำกว่าต้นทุนที่จะเกิดขึ้นจริง ก็อาจทำให้ทางเลือกที่พึ่งพา CCS ดูน่าสนใจกว่าที่ควร และนำไปสู่การตัดสินใจลงทุนระยะยาวที่มีต้นทุนสูง คำถามจึงอยู่ที่ว่า ก่อนอนุมัติโครงการจริง จะมีการตรวจสอบต้นทุนใหม่หรือไม่ มีระดับราคาใดที่ถือว่าสูงเกินกว่าจะเดินหน้าต่อ และหาก CCS ไม่สามารถทำได้ในต้นทุนตามที่ PDP สมมติไว้ ประเทศไทยจะกลับไปพิจารณาทางเลือกอื่นอย่างไร
Q6 – PDP 2026 เตรียม “ความยืดหยุ่น” ของระบบไฟฟ้าไว้มากพอหรือยัง ทั้งการเปิด Third Party Access รองรับเทคโนโลยีใหม่อย่าง CCS และการปรับระบบเดิมให้เข้ากับตลาดไฟฟ้าที่กำลังเปลี่ยนไป? | พลอยกมล เรืองชัยศิลป์ ศูนย์กฎหมายพลังงาน
ระบบไฟฟ้าในอนาคตอาจไม่ได้มีเพียงโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ส่งไฟผ่านโครงข่ายมายังผู้ใช้เหมือนในอดีต แต่จะมีทั้ง Solar Rooftop, แบตเตอรี่, ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหม่ และการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงมากขึ้น ร่าง PDP 2026 เองก็พูดถึง Decentralization, Demand Response และ Distributed Energy Resources มากขึ้น คำถามจึงอยู่ที่ว่า แผนได้เตรียมทั้งโครงข่ายและ “กติกา” ให้รองรับการเปลี่ยนแปลงนี้แล้วหรือยัง เช่น การเปิด Third Party Access ให้ผู้ผลิตหรือผู้ใช้ไฟรายอื่นสามารถเข้าถึงโครงข่ายภายใต้กติกาที่ชัดเจน รวมถึงการรองรับ Direct PPA ที่รัฐบาลกำลังผลักดันอยู่
ในอีกด้านหนึ่ง เทคโนโลยีอย่าง CCS หรือพลังงานหมุนเวียนขนาดใหญ่ก็อาจต้องใช้โครงสร้างพื้นฐานใหม่ ขณะที่ระบบสายส่ง โรงไฟฟ้า และสัญญาเดิมก็ยังคงอยู่ไปอีกหลายปี คำถามสำคัญคือ จะปรับของเดิมอย่างไรให้ระบบสามารถเปลี่ยนทิศทางได้เมื่อเทคโนโลยี ต้นทุน หรือตลาดเปลี่ยนไป เพราะแผนที่ยืดหยุ่นควรเปิดพื้นที่ให้ทางเลือกใหม่เข้ามาแข่งขันได้ โดยไม่ทำให้การลงทุนหรือกติกาที่วางไว้วันนี้กลายเป็นข้อจำกัดของระบบไฟฟ้าในอนาคต
Q7 – ในช่วงต้น PDP 2026 มีโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจากลาวที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและรอเข้าระบบอีก 3,407 เมกะวัตต์ มีการเปรียบเทียบหรือไม่ว่า หากสัญญาซื้อไฟจากเขื่อนเดิมทยอยหมดอายุ การต่ออายุหรือใช้เขื่อนเดิมต่อ กับการรับซื้อไฟจากเขื่อนใหม่ ทางเลือกไหนมีต้นทุนและผลกระทบอย่างไร? | สุชาติ คล้ายแก้ว GIZ
ข้อมูลปัจจุบันของ กฟผ. ระบุว่า ไทยมีโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป.ลาวที่จ่ายไฟเข้าระบบแล้วรวมประมาณ 5,935 เมกะวัตต์และมีอีก 4 โครงการที่ลงนาม PPA แล้วแต่ยังไม่จ่ายไฟเชิงพาณิชย์ รวม 3,407 เมกะวัตต์ ซึ่งมีกำหนดทยอยเข้าระบบในช่วงต้นของ PDP 2026 ขณะเดียวกัน โรงไฟฟ้าพลังน้ำรุ่นก่อนหลายโครงการก็มีอายุสัญญาที่จะทยอยครบกำหนด จึงควรพิจารณาว่า ในการวางแผนระยะยาว ได้มีการเปรียบเทียบต้นทุนและความเหมาะสมของ การใช้หรือต่ออายุโครงการเดิม กับการทำสัญญารับซื้อไฟจากโครงการใหม่ไว้อย่างไร
เรื่องนี้ยังเกี่ยวข้องกับผลกระทบของการพัฒนาเขื่อนในลุ่มน้ำโขงด้วย โดย MRC ระบุว่า เฉพาะ แม่น้ำโขงสายหลักในลุ่มน้ำโขงตอนล่าง มีโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ที่ถูกเสนอไว้อย่างน้อย 11 โครงการ ซึ่งปัจจุบันไซยะบุรีและดอนสะโฮงเดินเครื่องแล้ว ส่วนโครงการอื่นอยู่ในสถานะการพัฒนาที่แตกต่างกัน การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากเขื่อนใหม่จึงควรมองทั้งราคาและความมั่นคงของไฟฟ้า ควบคู่กับผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม สังคม และผลกระทบสะสมของโครงการหลายแห่งในแม่น้ำสายเดียวกัน เพื่อให้เห็นว่าทางเลือกใดเหมาะสมที่สุดในระยะยาว