Nghiên cứu cơ chế giá điện nhằm nâng cao hiệu quả khai thác nguồn thủy điện

 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 36
BÀI BÁO KHOA HỌC 
NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ GIÁ ĐIỆN NHẰM NÂNG CAO 
HIỆU QUẢ KHAI THÁC NGUỒN THỦY ĐIỆN 
Hoàng Công Tuấn1 
Tóm tắt: Do phụ tải điện thay đổi, khác với dự báo trước đây, theo hướng bất lợi cho thủy điện và 
việc huy động nguồn. Thị trường điện vận hành theo cơ chế cạnh tranh. Nhiệt điện phát triển nhanh 
gây ảnh hưởng đến môi trường và an ninh năng lượng. Cơ cấu nguồn thay đổi với tỷ trọng thủy điện 
ngày càng giảm. Các dự án thủy điện vừa và lớn đã được khai thác hầu hết. Việc nghiên cứu phương 
thức khai thác nguồn điện phù hợp với bối cảnh hiện tại, nhất là với cơ chế giá điện là cần thiết và có 
ý nghĩa. Bài báo đưa ra cơ sở khoa học, từ đó lựa chọn phương thức vận hành các hồ thủy điện điều 
tiết dài hạn nhằm nâng cao hiệu quả khai thác nguồn thủy điện, góp phần giảm căng thẳng trong huy 
động nguồn và giảm chi phí cho toàn hệ thống. Kết quả áp dụng tính toán cho hai trạm thủy điện 
Pleikrong và Ialy trên sông Sê San cho đã thấy tính hiệu quả của phương pháp đưa ra. 
Từ khóa: Thủy điện, Cơ chế giá điện, Thị trường điện, Điều tiết dài hạn, Hệ thống điện. 
1. ĐẶT VẤN ĐỀ* 
Trong bối cảnh hiện nay khi mà phụ tải thay 
đổi theo hướng bất lợi đối với thủy điện (Cục 
Điều tiết điện lực, 2017a), không theo dự báo 
trước đây, gây khó khăn trong việc huy động 
nguồn điện. Cơ cấu nguồn thay đổi với tỷ trọng 
thủy điện ngày càng giảm (Chính phủ, 2016a). 
Sự phát triển nhanh của nguồn nhiệt điện, nhất 
là nhiệt điện than có thể gây ra những hệ lụy 
trong tương lai về môi trường cũng như an ninh 
năng lượng. Các trạm thủy điện (TTĐ) vừa và 
lớn đã được xây dựng, cần chuyển sang hướng 
nghiên cứu nâng cao hiệu quả vận hành. Thị 
trường điện chuyển sang thị trường phát điện 
cạnh tranh (Chính phủ, 2013a) với cơ chế giá 
điện có tính đặc điểm của phụ tải điện và cơ cấu 
nguồn. Do đó, nghiên cứu giải pháp nhằm nâng 
cao hiệu quả khai thác nguồn thủy điện, góp 
phần làm giảm khó khăn trong cân bằng năng 
lượng, từ đó làm giảm chi phí cho toàn hệ thống 
trong bối cảnh hiện nay là rất thiết thực. Đây là 
một bài toán lớn để giải quyết cần có những 
nghiên cứu sâu rộng. Nội dung bài báo này là 
một phần trong Đề tài nghiên cứu khoa học của 
Tác giả và là phần tiếp theo của các sản phẩm 
1 Khoa Công trình, Trường Đại học Thủy lợi 
đã được công bố (Hoàng Công Tuấn, 2018a, b). 
Nghiên cứu này sẽ tập trung vào phân tích cơ 
chế giá điện của thị trường phát điện cạnh tranh, 
từ đó xây dựng phương thức vận hành nhằm 
nâng cao hiệu quả khai thác nguồn điện và góp 
phần giảm chi phí chung cho toàn hệ thống. Áp 
dụng tính toán được thực hiện cho hai TTĐ 
Pleikrong và Ialy. Đây là hai TTĐ có hồ điều 
tiết dài hạn trên sông Sê San và có vai trò quan 
trọng trong việc đảm bảo an ninh năng lượng 
của Quốc gia. 
2. CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG KHAI 
THÁC NGUỒN THỦY ĐIỆN 
2.1. Thị trường điện Việt Nam 
Trên thế giới, một số nước ở châu Âu, châu 
Mỹ, châu Úc, thị trường điện cạnh tranh đã 
được áp dụng khá hiệu quả và mang lại nhiều 
lợi ích trong sản xuất kinh doanh điện, đầu tư 
vào nguồn và lưới điện, các dịch vụ về điện. 
Trong khu vực Đông Nam Á, có Singapore, 
Thái Lan và Philippines cũng áp dụng thị trường 
điện cạnh tranh. Ở Singapore, cơ chế thị truờng 
cạnh tranh đã phát triển đến tận khâu bán lẻ 
điện. Philippines cũng đang áp dụng thị truờng 
bán buôn và từng bước tiến gần đến khâu bán lẻ 
điện. Tại Việt Nam, quá trình hình thành và 
được triển khai qua các giai đoạn thông qua các 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 37 
quy định của Chính phủ, Bộ Công thương và 
của Cục Điều tiết điện lực. Đầu tiên, Quyết định 
số 26/2006/QĐ-TTg (Chính phủ, 2016b) về việc 
phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và 
phát triển các cấp độ thị trường điện lực Việt 
Nam. Theo đó, Thị trường điện lực tại Việt Nam 
được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ: Cấp 
độ 1 (2005 - 2014): thị trường phát điện cạnh 
tranh; Cấp độ 2 (2015 - 2022): thị trường bán 
buôn điện cạnh tranh; Cấp độ 3 (từ sau 2022): 
thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Sau đó, 
Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg (Chính phủ, 
2013b), Quyết định 8266/2015/QĐ-BCT (Bộ 
Công thương, 2015) có điều chỉnh và bổ sung 
chi tiết hơn cho từng cấp độ. Trên thực tế, thị 
truờng phát điện cạnh tranh được vận hành thí 
điểm từ tháng 7 năm 2012 số lượng các nhà 
máy điện tham gia trào giá trên thị trường điện 
cạnh tranh theo thời gian được thống kê trong 
Bảng 1. 
Bảng 1. Thống kê số lượng các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh 
Thời điểm 07/2012 12/2013 06/2016 06/2017 
Số lượng nhà máy điện tham gia 32 48 72 76 
Tổng công suất của các nhà máy 
điện tham gia (MW) 
9312 11947 16719 20728 
Tỷ lệ tổng công suất tham gia/ 
tổng công suất của HTĐ (%) 
39 44 45 49 
Quyết định số 95/2017/QĐ-ĐTĐL (Cục Điều 
tiết điện lực, 2017b) Ban hành Danh sách nhà 
máy điện tham gia Thị trường phát điện cạnh 
tranh năm 2018. Theo đó, năm 2018 sẽ có 81 
nhà máy điện, với tổng công suất 22138 MW, 
trực tiếp tham gia vào thị trường điện cạnh 
tranh. Gián tiếp tham gia có 25 nhà máy điện, 
với tổng công suất 14373 MW và 21 nhà máy, 
tổng công suất 5260 MW dự kiến tham gia trực 
tiếp. Như vậy, đến năm 2018 tỷ lệ công suất 
tham gia thị trường điện chiếm trên 85%. Các 
nhà máy điện gián tiếp tham gia là các nhà máy 
điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh 
tế - xã hội, quốc phòng, an ninh; các nhà máy 
phối hợp với các nhà máy lớn và các nhà máy 
trên cùng bậc thang với các nhà máy đó. Các 
TTĐ trên sông Sê San nằm trong số các nhà 
máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện 
trong năm 2018. Tuy nhiên, theo Quyết định 
8266/2015/QĐ-BCT thì các TTĐ này có thể 
tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh 
theo một trong các hình thức sau: Trực tiếp 
tham gia thị trường; hoặc Tham gia thị trường 
thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn 
Điện lực Việt Nam. 
2.2. Giá trị nước và cơ chế giá điện 
Thành phần giá điện theo cơ chế của thị 
trường điện cạnh tranh bao gồm cả giá điện 
năng và giá công suất (Cục Điều tiết điện lực, 
2016). Phương pháp tính giá điện dựa trên cơ sở 
Giá trị nước và có xét đến phụ tải điện. Theo 
Quyết định 77/QĐ-ĐTĐL (Cục Điều tiết điện 
lực, 2017c), Giá trị nước là mức giá biên kỳ 
vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ 
thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay 
thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, 
tính quy đổi cho một đơn vị điện năng. Việc sử 
dụng hợp lý và có hiệu quả nguồn nước phát 
điện sẽ thay thế tốt hơn lượng điện sản xuất từ 
nhiệt điện, do đó giảm được lượng nhiên liệu 
cần khai thác hay nhập khẩu phục vụ cho nhiệt 
điện. Đây là vấn đề quan trọng và có ý nghĩa 
trong giai đoạn hiện nay và cả trong tương lai 
khi mà nguồn nhiên liệu ngày càng cạn kiệt, 
nhập khẩu nhiên liệu luôn tiềm ẩn những bất ổn. 
Thêm nữa, khai thác và sử dụng nhiên liệu sẽ có 
ảnh hưởng không tốt đến môi trường, vấn đề 
đang đòi hỏi ngày càng cao về chất lượng. Giá 
trị một đơn vị khối lượng nước sử dụng phát 
điện được đánh giá tương ứng với một khối 
lượng nhiên liêu tiêu thụ để sản xuất ra một đơn 
vị điện năng. 
Mô hình tính giá trị nước được thực hiện 
theo bài toán phối hợp tối ưu thủy nhiệt điện với 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 38
hàm mục tiêu là tối thiểu hóa tổng của chi phí 
vận hành tức thời và chi phí vận hành tương lai, 
đồng thời phải mô phỏng được các ràng buộc 
trong vận hành trạm phát điện và hệ thống điện. 
Theo đó, chi phí vận hành tức thời phụ thuộc 
vào chi phí vận hành của các trạm nhiệt điện 
(TNĐ) theo từng khối phụ tải. Chi phí vận hành 
tương lai được tính dựa trên lượng nước về hồ 
và lượng nước trong hồ ở mỗi thời đoạn. Phụ tải 
dự báo từng giờ sẽ được quy đổi thành năm khối 
phụ tải trong tuần trên cơ sở đã được sắp xếp lại 
theo thứ tự từ lớn đến bé. Mỗi khối phụ tải 
tương ứng với sản lượng phụ tải trong khoảng 
thời gian theo quy định là 5%, 15%, 30%, 30% 
và 20% thời gian trong tuần, tính lần lượt cho 
khối ứng phần phụ tải đỉnh trở xuống. Việc quy 
đổi phải đảm bảo tổng sản lượng phụ tải trong 
các khối bằng tổng sản lượng phụ tải trong tuần 
đó. Công suất khả dụng được quy đổi thành 
công suất khả dụng tương đương hàng tuần. 
Phương pháp tính toán công suất khả dụng 
tương đương nhà máy điện được thực hiện theo 
nguyên tắc công suất khả dụng tương đương của 
nhà máy điện trong một tuần tỉ lệ với số thời 
gian khả dụng của nhà máy điện (không kể sửa 
chữa) trong tuần đó. 
Hình 1. Giá công suất (CAN) theo giờ năm 2017 (trái), BĐPT ngày điển hình năm 2017 (phải) 
Hình 2. Giá công suất theo tháng năm 2017 (trái), BĐPT năm lớn nhất năm 2017 (phải) 
Theo Quy trình tính giá trị nước, giá được 
xác định trên cơ sở các khối phụ tải trong tuần 
và có xét đến công suất khả dụng. Kết quả giá 
điện thị trường điện cạnh tranh được ban hành 
năm 2017 đã thể hiện rõ điều này. Theo Hình 1 
(bên trái) cho thấy hình dáng biểu đồ giá công 
suất theo giờ gần giống hình dáng biểu đồ phụ 
tải (BĐPT) ngày điển hình (Hình 1, bên phải). 
Tương tự, biểu đồ giá công suất theo tháng 
(Hình 2, bên trái) có hình dáng gần giống với 
hình dáng biểu đồ phụ tải lớn nhất năm (Hình 2, 
bên phải). Như vậy, giá công suất cao tập trung 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 39 
vào những giờ có phụ tải cao trong ngày và 
những tháng có phụ tải cao trong năm. Vì thế, 
khi tính toán lợi ích phát điện cần áp dụng giá 
công suất sao cho phù hợp. Theo đó, giá công 
suất phải được tính theo số giờ làm việc tương 
ứng với số phụ tải giờ đảm nhận trong ngày đã 
được sắp xếp từ cao xuống thấp. Cách quy đổi 
giá công suất này dựa trên cách phân và sắp xếp 
các khối phụ tải theo Quy trình tính giá trị nước 
và có xét đến vị trí làm việc của TTĐ trên biểu 
đồ phụ tải. Giá công suất quy đổi này được áp 
dụng trong tính toán lợi ích phát điện trong 
nghiên cứu này. 
Điều đáng lưu ý, theo các đồ thị trên, trong 
những tháng phụ tải cao thì khả năng phát công 
suất (hay Nkd) của thủy điện lại bị hạn chế do cột 
nước giảm. Điều này không chỉ ảnh hưởng đến 
hiệu ích của thủy điện mà còn gây khó khăn 
trong việc huy động nguồn, làm căng thẳng trong 
cân bằng công suất và dẫn đến tăng chi phí cho 
toàn hệ thống. Việc nghiên cứu giải pháp làm 
tăng được Nkd của TTĐ vào những thời gian phụ 
tải cao và cột nước của thủy điện thấp sẽ làm 
giảm được công suất của TNĐ, nhất là phần công 
suất dự trữ sửa chữa ở TNĐ, do đó sẽ tăng được 
công suất thay thế. Điều này không chỉ cho phép 
làm giảm chi phí đầu tư vào nhiệt điện mà còn có 
thể làm giảm chi phí nhiên liệu của nhiệt điện. Vì 
thế, giải pháp trong thiết kế cũng như vận hành 
nhằm làm tăng công suất của thủy điện trong giai 
đoạn này phải được tính đến. 
2.3. Cơ sở nâng cao hiệu quả khai thác 
nguồn thủy điện 
Việc lựa chọn các thông số trong thiết kế cũng 
như xác định chế độ làm việc trong vận hành 
TTĐ, nhất là với các TTĐ lớn và có ý nghĩa đặc 
biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, 
an ninh, cần đứng trên quan điểm hệ thống. Theo 
Quyết định 8266/2015/QĐ-BCT, các TTĐ chiến 
lược, đa mục tiêu có thể trực tiếp tham gia thị 
trường điện cạnh tranh hoặc tham gia thị trường 
thông qua đơn vị chào giá thay. Như vậy, ngoài 
nhiệm vụ bảo đảm về an ninh năng lượng, giảm 
chi phí mua điện của nguồn khác, cần nâng cao 
hiệu ích phát điện cho bản thân TTĐ khi xác định 
chế độ vận hành. Tiêu chuẩn xây dựng chế độ 
vận hành cho TTĐ trong trường hợp này là tối đa 
hiệu ích phát điện theo hàm mục tiêu (1), đồng 
thời đảm bảo an toàn cung cấp điện và các yêu 
cầu lợi dụng tổng hợp. 
(1) 
Nt = 9,81.t.Qt.Ht (2) 
Ht = Ztlt - Zhlt - hwt (3) 
Qt = Qtnt ± Qht - Qttt - Qxt - Qldtht (4) 
t tbt .mft ; t = f (Qt, Ht) (5) 
Trong đó: B là hiệu ích về tài chính của 
TTĐ; Nt, t, Qt, Ht lần lượt là công suất, hiệu 
suất tổ máy, lưu lượng phát điện, cột nước phát 
điện của TTĐ ở thời đoạn t; Ztlt, Zhlt, hwt: mực 
nước thượng lưu, mực nước hạ lưu, tổn thất cột 
nước; Qtnt, Qht, Qttt, Qxt, Qldtht: lưu lượng đến hồ, 
lưu lượng cấp/trữ, lưu lượng tổn thất, lưu lượng 
xả, lưu lượng lợi dụng tổng hợp; tbt, mft: hiệu 
suất Tuabin, hiệu suất máy phát; ht số giờ trong 
thời đoạn; n số thời đoạn của chu kỳ tính toán. gt 
là giá điện thời đoạn t của thị trường điện cạnh 
tranh. Mô hình bài toán này có nhiều biến, các 
biến lại phụ thuộc với nhau và ở dạng phi tuyến. 
Các thông số cần phải thỏa mãn các yêu cầu về 
ràng buộc về lưu lượng, mực nước, công suất. 
Mô hình bài toán này không phải là mới nhưng 
cách thức tiếp cận và giải quyết khác nhau dẫn 
đến sự khác biệt. Điều quan trọng ở nghiên cứu 
này là xây dựng phương thức vận hành này trên 
cơ sở sự thay đổi phụ tải và thị trường điện, với 
việc tính toán giá điện dựa vào vị trí làm việc của 
TTĐ trên biểu đồ phụ tải và được xác định trên 
cơ sở cách phân khối phụ tải và cách sắp xếp 
khối phụ tải đảm nhận theo quy trình tính toán 
giá trị nước như đã trình bày ở trên. Để giải bài 
toán trên cần lựa chọn phương pháp cũng như 
cách thức vận hành phù hợp. 
2.4. Phương thức vận hành hồ chứa thủy 
điện điều tiết dài hạn 
Tùy vào chế độ thủy văn và mức độ tin cậy 
trong dự báo thủy văn mà có hai nhóm phương 
pháp để điều khiển chế độ làm việc của TTĐ: 
nhóm sử dụng các mô hình tối ưu và nhóm dùng 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 40
điều phối. Các mô hình tối ưu chỉ phù hợp khi 
chế độ thủy văn tương đối ổn định và thông tin 
dài hạn về thủy văn và phụ tải đảm bảo độ tin 
cậy. Trường hợp ngược lại thì nên dùng phương 
pháp điều phối để giảm thiểu ảnh hưởng hậu tác 
động. Nước ta cũng như nhiều nước trên thế 
giới thì khả năng dự báo dài hạn về thủy văn 
chưa đảm bảo độ tin cậy. Hơn nữa, chế độ thủy 
văn của nước ta lại không ổn định. Do đó, nên 
ưu tiên chọn phương pháp điều phối để vận 
hành các hồ thủy điện điều tiết dài hạn. Đặc 
điểm phương pháp điều phối sử dụng biểu đồ 
điều phối (BĐĐP) là chỉ cần dựa vào các thông 
tin hiện thời và một số quy tắc vẫn có thể đưa ra 
phương thức điều khiển hồ chứa mà cần không 
sử dụng trực tiếp lưu lượng đến. Cấu tạo, cách 
xây dựng các vùng của BĐĐP và kết quả (các 
vùng được phân bởi các đường màu đậm trên 
Hình 3) đã được trình bày trong nghiên cứu 
trước (Hoàng Công Tuấn, 2018b). Điểm mới và 
khác ở đây là việc xây dựng vùng làm việc của 
BĐĐP ứng với chế độ tính toán được tính toán 
theo hàm mục tiêu (1), thay vì dựa trên sự phân 
phối công suất bảo đảm theo tháng như thị 
trường độc quyền trước đây. 
Sử dụng BĐĐP giúp cho người vận hành, 
chỉ cần dựa trên những thông tin hiện thời về 
mực nước hồ, vẫn có các quyết định đúng đắn 
trong việc tăng, giảm công suất của TTĐ 
trong điều kiện các thông tin dài hạn về phân 
bố lưu lượng thiên nhiên không đáng tin cậy. 
Tại mỗi thời điểm cần tiến hành so sánh mực 
nước thực tế trong hồ với mực nước cùng thời 
điểm nằm trên các đường của BĐĐP. Kết quả 
so sánh này cho phép người vận hành đưa ra 
được một trong các quyết định quan trọng sau 
đây về điều chỉnh công suất TTĐ trong thời 
đoạn tiếp theo. 
- Tăng công suất trung bình ngày đêm lớn 
hơn công suất bình quân thời đoạn của vùng A 
(vùng duy trì công suất) nếu mực nước thực tế 
nằm trong vùng B (vùng tăng công suất). 
- Giảm công suất trung bình ngày đêm nếu 
mực nước thực tế của hồ nằm trong vùng C 
(vùng giảm công suất). 
- Tiếp tục duy trì công suất bình quân của 
vùng A nếu mực nước thực tế của hồ vẫn nằm 
trong vùng A. 
- Vùng D (vùng xả nước thừa) là vùng cho 
phép phát công suất tối đa. 
Sau đó tiến hành so sánh mực nước thực tế 
của hồ cuối thời đoạn với mực nước cùng thời 
điểm của các đường điều phối và quá trình điều 
chỉnh công suất TTĐ được lặp lại như trên. 
BĐĐP cho biết khi nào nên tăng, giảm công 
suất của TTĐ, còn muốn định được công suất 
của TTĐ cần sử dụng các phương thức tăng 
giảm công suất riêng. 
3. KẾT QUẢ ÁP DỤNG TÍNH TOÁN 
Áp dụng phương pháp luận nêu trên để tính 
toán cho hai TTĐ Ialy và Pleikrong trên sông Sê 
San. Đây là 2 trạm có hồ điều tiết dài hạn, có ảnh 
hưởng lớn đến cả bậc thang và cùng thuộc quản 
lý vận hành của Công ty Thủy điện Ialy. Theo 
Quyết định 95/2017/QĐ-ĐTĐL, trong Danh sách 
nhà máy điện tham gia thị trường phát điện cạnh 
tranh trong năm 2018: TTĐ Ialy thuộc nhóm các 
Nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng 
về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh (SMHP); 
TTĐ Pleikrong thuộc nhóm Nhà máy điện phối 
hợp vận hành với SMHP. 
Vận dụng phương thức vận hành hồ chứa 
theo BĐĐP để tính toán mô phỏng cho TTĐ 
Ialy và TTĐ Pleikrong. TTĐ Ialy lớn, có vai trò 
quan trọng trong hệ thống. TTĐ Pleikrong tuy 
có công suất nhỏ hơn nhưng lại có tỷ lệ hct/Hmax 
và Wmk/Vhi khá lớn. Do đó, đối với cả hai TTĐ 
này, phương thức vận hành phù hợp trong mùa 
kiệt là khi có lượng nước dư ở đầu mỗi thời 
đoạn (mực nước hồ ở vùng B), lượng nước dư 
này sẽ được sử dùng được để tăng công suất 
trong suốt cả thời gian từ ngay sau khi nó hình 
thành cho đến thời điểm cuối mùa kiệt. Còn khi 
thiếu nước (mực nước hồ ở vùng C), giảm lưu 
lượng phát điện ngay từ thời điểm xuất hiện 
nước thiếu cho đến hết mùa kiệt. Còn mùa lũ, vì 
thời điểm bắt đầu và thời điểm kết thúc của lũ 
khó biết trước và khoảng thời gian này thường 
rất ngắn, nên phương thức thường dùng cho hai 
TTĐ là sử dụng hết lượng nước thừa (hay thiếu) 
để tăng (hay giảm) công suất cho một thời đoạn 
ngay sau nó hình thành. 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 41 
Bảng 2. Kết quả tính cho năm thiết kế và 27 năm cho 2 TTĐ 
TTĐ Pleikrong TTĐ Ialy 
TH 1 TH 2 TH 1 TH 2 
En B En B 
 B 
En B En B 
 B Năm 
106 kWh tỷ đ 106 kWh tỷ đ tỷ đ 106 kWh tỷ đ 106 kWh tỷ đ tỷ đ 
Năm thiết kế 298,2 438,8 343,8 505,7 66,9 2916,6 4286,2 2940,9 4322,0 35,8 
T.bình 27 năm 452,2 662,7 462,5 678,8 16,1 3835,6 5611,4 3842,0 5628,8 17,4 
Áp dụng tính toán đầu tiên được thực hiện 
cho năm thiết kế. Để thấy được tính hiệu quả 
của phương pháp đưa ra, năm thiết kế được tính 
cho 2 trường hợp. Trường hợp 1 (TH 1), tính 
toán mô phỏng vận hành TTĐ theo dựa trên 
BĐĐP được xây dựng từ phân phối công suất 
bảo đảm như trước đây. Trường hợp 2 (TH 2) 
tính dựa trên BĐĐP được xây dựng theo tiêu chí 
được lựa chọn. Lợi ích (B) được tính theo giá 
điện với giá công suất được quy đổi. Kết quả 
tông hợp được thể hiện trong Bảng 2. Từ kết 
quả cho thấy được tính hiệu quả của phương 
pháp đưa ra. Với TTĐ Pleikrong, lợi ích của TH 
2 tăng 66,9 tỷ đồng (tăng 13.2 %) so với TH 1. 
Con số này là 35,8 tỷ đồng (tăng 0,8 %) ứng với 
TTĐ Ialy. Để kiểm chứng phương pháp đưa ra 
với những năm thủy văn khác nhau, đã tiến 
hành tính cho 27 năm, từ năm 1975 đến năm 
2001. Kết quả (Bảng 2) cho thấy, đối với TTĐ 
Pleikrong, lợi ích tính theo TH 2 tăng, so với 
TH 1, trung bình mỗi năm 16,1 tỷ (2,4 %), với 
TTĐ Ialy là 17,4 tỷ (0,3 %). Từ đó cho thấy, với 
những TTĐ cột nước thấp và có dao động mực 
nước hồ ảnh hưởng lớn đến cột nước thì hiệu 
quả sẽ cao hơn so với TTĐ cột nước cao. 
Tiếp đến, để so sánh tính hiệu quả của 
phương pháp đưa ra với việc tính toán dựa trên 
Kế hoạch vận hành Thị trường phát điện cạnh 
tranh theo Quyết định 86 (Cục Điều tiết điện 
lực, 2016). Quyết định này quy định các thông 
số đầu vào chính của các TTĐ phục vụ cho việc 
lập Kế hoạch vận hành thị trường phát điện cạnh 
tranh năm 2017. Trong các thông số đầu vào có: 
Mực nước đầu tháng của các hồ thủy điện trong 
HTĐ quốc gia năm 2017; Dự kiến lưu lượng 
nước về bình quân từng tháng trong năm 2017. 
Trường hợp tính theo Quyết định 86 (QĐ 
86), điện năng được tính dựa trên số liệu thủy 
văng dự kiến và mực nước đầu các tháng theo 
như quy định. Trường hợp tính theo phương 
thức đề xuất (như Trường hợp 2) thì chỉ sử dụng 
số liệu thủy văn để phục vụ tính mực nước cuối 
các thời đoạn. Kết quả tính toán cho 2 TTĐ 
Pleikrong và Ialy được tổng hợp trong Bảng 3 
và Bảng 4. Đường quá trình mực nước hồ tính 
theo 2 trường hợp được thể hiện trên Hình 4. 
Từ kết quả thu được cho thấy, vận hành hồ 
chứa theo phương thức đưa ra đem lại hiệu quả 
cao hơn so với vận hành theo Kế hoạch vận hành 
của QĐ 86. Cụ thể, lợi ích của TTĐ Pleikrong 
tăng 77,2 tỷ đồng (tương ứng 14,6%), tăng 14,4 
tỷ đổng (0,3%) với TTĐ Ialy. Ngoài tăng lợi ích, 
phương pháp này còn cho phép tăng được công 
suất khả dụng (xem Nkd ở cột cuối trong 2 
bảng) ở những tháng mà khả năng huy động 
công suất của các TTĐ bị hạn chế do cột nước 
thấp trong khi nhu cầu phụ tải lại cao. Do đó sẽ 
góp phần giảm căng thẳng trong cân bằng công 
suất của hệ thống, nâng cao mức độ an toàn cung 
cấp điện và giảm được chi phí chung. 
Bảng 3. Kết quả tính cho năm 2017 của TTĐ Pleikrong 
Theo QĐ 86 Theo BĐĐP (TH 2) Theo PP tối ưu 
Nkd E B Nkd E B Nkd E B 
 Nkd 
Tháng 
MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 
1 100,0 25,2 36,3 100 26,78 38,6 100 26,8 38,6 0,0 
2 100,0 25,3 37,0 100 24,19 35,5 100 24,2 35,5 0,0 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 42
Theo QĐ 86 Theo BĐĐP (TH 2) Theo PP tối ưu 
Nkd E B Nkd E B Nkd E B 
 Nkd 
Tháng 
MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 
3 100,0 32,0 46,7 100 26,78 39,0 100 26,8 39,0 0,0 
4 100,0 32,0 47,0 100 26,3 38,6 100 25,9 38,0 0,0 
5 100,0 33,9 49,4 100 28,03 41,0 100 26,8 39,2 0,0 
6 91,9 25,1 37,2 100 33,54 49,6 100 25,9 38,4 8,1 
7 75,3 25,2 37,2 100 28,79 42,5 100 23,1 34,1 24,7 
8 94,3 39,0 57,3 100 28,55 42,0 100 38,9 57,2 5,7 
9 100,0 37,5 55,4 100 44,84 66,0 100 72,0 104,8 0,0 
10 100,0 27,5 40,8 100 72,68 105,8 100 73,5 107,0 0,0 
11 100,0 25,5 37,9 100 43,65 64,7 100 44,2 65,6 0,0 
12 100,0 31,3 46,4 100 28,58 42,4 100 29,2 43,3 0,0 
Tổng 359,5 528,6 412,7 605,8 437,2 640,6 
 B = 77,2 tỷ đ (tăng 14,6%) 
Bảng 4. Kết quả tính cho năm 2017 của TTĐ Ialy 
Theo QĐ 86 Theo BĐĐP (TH 2) Theo PP tối ưu 
Nkd E B Nkd E B Nkd E B 
 Nkd 
Tháng 
MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 106 kWh tỷ đ MW 
1 720,0 275,4 395,8 720 230,6 332,0 720 230,6 332,0 0,0 
2 720,0 242,6 354,8 720 208,3 305,0 720 208,3 305,0 0,0 
3 720,0 257,5 374,7 720 230,6 335,9 720 230,6 335,9 0,0 
4 713,6 231,7 339,7 720 223,2 327,4 720 223,2 327,4 6,4 
5 696,3 199,8 292,0 720 232,7 339,8 720 230,6 336,9 23,7 
6 673,5 224,4 332,0 717,7 258,8 382,7 720 225,0 333,1 44,2 
7 680,4 302,5 445,5 705,3 276,6 407,7 720 230,6 340,5 24,9 
8 707,9 350,2 513,3 720 326,2 478,7 720 357,9 524,5 12,1 
9 720,0 345,2 507,8 720 396,9 581,9 720 480,6 700,9 0,0 
10 720,0 327,8 483,4 720 362,2 532,9 720 427,6 626,6 0,0 
11 720,0 284,8 422,7 720 311,1 461,2 720 318,4 471,9 0,0 
12 720,0 254,6 377,3 720 248,5 368,4 720 242,8 360,0 0,0 
Tổng 3296,5 4839,2 3305,7 4853,6 3406,3 4994,5 
 B = 14,4 tỷ đ (tăng 0,3%) 
Trong trường hợp, giả sử nếu chúng ta biết 
trước phân bố lưu lượng đến của một năm 
hoặc nếu dự báo dài hạn thủy văn đủ độ tin 
cậy và chế độ thủy văn ổn định thì có thể sử 
dụng phương pháp tối ưu để tính mô phỏng 
trước, từ đó tìm được đường quá trình mực 
nước hồ tương ứng. Sau đó, căn cứ vào đây để 
đưa ra những chỉ dẫn vận hành hồ chứa nhằm 
thu được hiệu quả tối đa. Kết quả tính toán mô 
phỏng trường hợp này cho năm 2017 đối với 2 
TTĐ nghiên cứu được thể hiện trong Bảng 3, 
Bảng 4 và Hình 4. Kết quả cho thấy hiệu quả 
của trường hợp này lớn nhất trong cả ba 
trường hợp tính toán. Tuy nhiên, cần phải 
nhấn mạnh rằng đây chỉ là trường hợp giả sử. 
Trên thực tế thì chế độ thủy văn lại không ổn 
định và dự báo dài hạn chưa đảm bảo độ tin 
cậy. Khi đó, nếu vẫn sử dụng phương pháp 
này để vận hành hồ chứa có thể sẽ dẫn đến 
những hệ lụy do hậu tác động gây ra. Dù sao 
KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 43 
thì kết quả tính toán này cũng cho ta có sự 
tham chiếu để có những nghiên cứu cải tiến 
hơn trong công tác dự báo, hay lựa chọn 
phương pháp tính. 
Hình 3. Diễn biến đường mực nước hồ theo các trường hợp của TTĐ Pleikrong (trái) và Ialy (phải) 
4. KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN 
CỨU TIẾP THEO 
Bài báo đã trình bày cơ sở khoa học, từ đó 
lựa chọn phương pháp và cách thức vận hành hồ 
chứa thủy điện điều tiết dài hạn trên cơ sở cơ 
chế giá điện của thị trường điện cạnh tranh và 
có xét đến đặc điểm của phụ tải điện. Kết quả 
tính toán áp dụng cho hai TTĐ Ialy và Pleikrong 
trên sông Sê San đã minh chứng tính hiệu quả 
của phương thức vận hành hồ chứa được lựa 
chọn. Việc lựa chọn phương thức vận hành hồ 
chứa thủy điện phải ở trạng thái động. Có nghĩa 
khi các yếu tố liên quan như phụ tải, thị trường 
điện, cơ cấu nguồn, các ràng buộc về nhu cầu 
dùng nước thay đổi thì tiêu chuẩn và phương 
thức vận hành cũng phải thay đổi cho phù hợp. 
Nghiên cứu này chỉ áp dụng cho các TTĐ điều 
tiết dài hạn, chưa kết hợp nghiên cứu phối hợp làm 
việc giữa các TTĐ điều tiết dài hạn và ngắn hạn 
trên cùng hệ thống bậc thang, giữa các TTĐ của 
các hệ thống bậc thang khác với nhau. Đây cũng là 
định hướng nghiên cứu tiếp theo của tác giả. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
Bộ Công thương (2015), Quyết định 8266/QĐ-BCT, Phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn 
điện cạnh tranh Việt Nam. 
Chính phủ (2013a). Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, Quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu 
ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại VN. 
Chính phủ (2013b), Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, Quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu 
ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại VN. 
Chính phủ (2016a). Quyết định số 428/QĐ-TTg Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực 
quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030. 
Chính phủ (2016b), Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg, Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và 
phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam. 
Cục Điều tiết điện lực (2016). Quyết định 86/QĐ-ĐTĐL Về việc phê duyệt Kế hoạch vận hành Thị 
trường phát điện cạnh tranh (VCGM) năm 2017. 
Cục Điều tiết điện lực (2017a). Số liệu giám sát vận hành hệ thống điện, 
D 
C C 
A 
B 
D 
B 
C 
A 
C 
 KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 64 (3/2019) 44
Cục Điều tiết điện lực (2017b), Quyết định, 95/QĐ-ĐTĐL, ban hành Danh sách nhà máy điện tham 
gia Thị trường phát điện cạnh tranh năm 2018. 
Cục Điều tiết điện lực (2017c). Quyết định 77 /QĐ-ĐTĐL Quy trình tính toán giá trị nước. 
Hoàng Công Tuấn (2018a). Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu ích phát điện cho các trạm thủy 
điện trong bối cảnh phụ tải và thị trường điện Việt Nam. Tạp chí Khoa học kỹ thuật Thủy lợi và 
Môi trường, số 61. 
Hoàng Công Tuấn (2018b). Xây dựng phương thức điều khiển hồ chứa thủy điện trên cơ sở chế độ 
làm việc tối ưu. Tuyển tập Hội nghị khoa học thường niên năm 2018. 
Abstract: 
RESEARCH OF ELECTRICITY PRICE IMPROVING THE OPERATIONAL 
EFFICIENCY OF HYDROPOWER 
Due to the electricity demand changing, different from the previous forecast, in the direction of 
disadvantage for hydropower and electricity resource exploitation. The electricity market operates 
under competition mechanism. Thermoelectricity develops rapidly, affecting the environment and 
energy security. Electricity resource structure changes, with the proportion of hydropower 
decreasing. Major and medium-sized hydropower projects have been mostly exploited. Researching 
the method of hydropower resource exploitation for the current context, especially with the 
electricity price mechanism, which is necessary and meaningful. This article presents the scientific 
basis, which provides method of hydropower resource exploitation in order to increase the 
operational efficiency of hydropower, at the same time reducing difficulty in mobilizing electricity 
resources and system costs. The obtained results from application for two Pleikrong and Ialy 
hydropower stations in Sesan rivers show the effectiveness of the methodology. 
Keywords: Hydropower, Electricity price, Electricity market, Long-term scheduled, Electricity system. 
Ngày nhận bài: 10/01/2019 
Ngày chấp nhận đăng: 23/01/2019