Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях — часть комплексной задачи обеспечения их эффективного функционирования и развития

В условиях обострения конкуренции на международных рынках, необходимости обеспечения энергетической, экономической и национальной безопасности и технологического суверенитета России задачи оптимального функционирования и развития средств и систем передачи и распределения электроэнергии, повышения их экономической эффективности становятся все более актуальными и должны решаться на основе комплексного подхода, внимательного и постоянного анализа передового отечественного и зарубежного опытов. Важнейшей из этих задач является снижение потерь электроэнергии в магистральных и распределительных электрических сетях на всех стадиях их жизненного цикла. В статье рассмотрены основные целевые показатели на период до 2035–2050 годов, а также традиционные и перспективные мероприятия по снижению потерь в сетях ПАО «Россети» и России в целом. Основное внимание уделено оснащению электрических сетей современными регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности для оптимизации режимов работы электрических сетей; замене старых распределительных трансформаторов, отработавших нормативный срок службы, на современные энергоэффективные трансформаторы, в том числе с магнитопроводами из аморфной стали и новые твердотельные трансформаторы; совершенствованию и развитию интеллектуальных систем учета электроэнергии (ИСУЭ).

Воротницкий В.Э., д.т.н., профессор, главный научный сотрудник АО «Россети Научно-технический центр»

Динамика потерь электроэнергии в электрических сетях ПАО «Россети» за 2022–2025 годы представлена в таблице 1 [1]. Из таблицы следует, что относительные потери за этот период находятся практически на одном уровне с незначительной тенденцией к снижению.

Диапазон относительных потерь по дочерним обществам ПАО «Россети» находится в широких пределах от 2,75% до 29,3%. Наибольшие относительные потери электроэнергии на протяжении ряда лет остаются в электрических сетях Северного Кавказа [1]. По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4–5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики и технологий передачи электроэнергии по сетям [2].

В соответствии со Стратегией развития группы компаний ПАО «Россети» на период до 2030 года [3] установлено целевое значение относительных потерь в электрических сетях в размере 7,34%.

Динамика и прогноз относительных потерь электроэнергии в электрических сетях России за 2023–2050 годы представлены в таблице 2 [4].

В настоящее время относительные потери в сетях России находятся на уровне 10%, абсолютные составляют около 100 млрд кВт·ч в год. Для достижения целевых показателей потерь в сетях необходимо определить материальные и финансовые средства, которые для этого потребуются, кто и какие конкретные мероприятия должен выполнить, и кто за их выполнение будет нести ответственность. Пока, к сожалению, этого не сделано.

Сравнительный анализ относительных потерь в электрических сетях в европейских странах показывает, что имеется достаточно тесная связь этих потерь и уровня их экономик, в том числе ВВП на душу населения [5] (рисунок 1). В странах с более развитой экономикой, где относительные потери сравнительно ниже, как правило, выше техническая культура производства, передачи и распределения электроэнергии, используются современные системы управления режимами работы электрических сетей, контроля и учета электроэнергии, постоянно совершенствуются нормативно-правовая база, сис темы налогового и тарифного регулирования, стимулирования и взаимодействия с потребителями электроэнергии.

По данным Всемирного банка [6, 7], относительные потери электроэнергии в электрических сетях промышленно развитых стран находятся в пределах 2–7%, в том числе в Сингапуре — 2%, Германии — 3,9%, Финляндии — 4,1%, США — 5,9%, Китае — 6,5%, Италии — 7%. В то же время в Нигерии, Кении, Танзании, Эфиопии, Индии относительные потери в сетях составляют 16–19%, а в Камбодже и Йемене — 23–25%.

Относительные потери в распределительных электрических сетях стран Европейского союза (ЕС), согласно данным за 2022 год, варьировались примерно в том же диапазоне, что и мировые — от 1,95% до 22,63%. Средневзвешенные относительные потери электроэнергии в электрических сетях мира в целом составляют примерно 8,3% [5].

Простое сравнение относительных потерь электроэнергии в отечественных и зарубежных электрических сетях, а также внутри стран не всегда корректно без анализа факторов, влияющих на уровень технических и нетехнических потерь, в том числе таких, как природные и климатические особенности, национальные, исторические и экономические условия, протяженность и техническое состояние сетей, организация учета и взаимодействия с потребителями электроэнергии и т.п. Не существует также единого мирового и европейского стандарта по расчету относительных потерь. Тем не менее даже укрупненное сравнение показывает, что относительные потери в сетях России в 1,5–2,5 раза выше, чем в сетях промышленно развитых стран. Потенциал снижения потерь в России по разным экспертным оценкам находится в пределах 15–25 млрд кВт·ч в год и не менее чем на 80% относится к снижению нетехнических (коммерческих) потерь, обусловленных погрешностями средств и систем учета, безучетным и бездоговорным потреблением электроэнергии и рядом других причин.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях — комплексная и сложная технико-экономическая проблема. Главная ее сложность состоит в том, что экономически обоснованный уровень потерь электроэнергии в электрических сетях необходимо определять, уточнять и обеспечивать на всех этапах их жизненного цикла: при проектировании, строительстве, оперативном управлении, эксплуатации, ремонтах, реконструкции, модернизации и даже на стадии замены и утилизации отработавшего свой ресурс оборудования, если замена и утилизация задерживаются, а потери в старом оборудовании растут. Неквалифицированные действия или ослабление внимания персонала на любом из перечисленных этапов неизбежно приводят к росту потерь. Перечень мероприятий и программы по снижению потерь должны распространяться на все эти этапы и быть тесно увязаны с программами по повышению пропускной способности электрических сетей, обеспечению доступности, надежности и качества электроснабжения потребителей.

Первым этапом утверждения такого перечня на нормативном уровне был ввод в действие в 1987 году «Инструкции по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям энергосистем» [8], действовавшей до начала реформ отечественной электроэнергетики и ее нормативной базы в 90–е годы ХХ века. В этой инструкции были утверждены типовой перечень мероприятий по снижению потерь и методы определения планируемого и фактического эффекта от их внедрения. В перечень были включены известные на тот период мероприятия, состоящие из 52 наименований.

Практика показала, что типовой перечень мероприятий в целом не утратил своей актуальности и сегодня. Вместе с тем за прошедшие годы изменилась структура управления электроэнергетикой страны. По мере развития новых технологий и техники расширяются возможности снижения потерь, разрабатываются и внедряются новые мероприятия, предлагаются более совершенные методы оценки их эффективности. Следовательно, и упомянутая выше инструкция требует доработки, развития и утверждения в виде нового национального стандарта для всего электросетевого комплекса страны.

Основные направления снижения потерь электроэнергии в современных электрических сетях были сформулированы в «Политике инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Россети» [9] и в соответствующей Программе на период 2024–2029 с перспективой до 2035 года [10]. Эти направления разделяются на следующие пять групп:

• капиталоемкие мероприятия по реконструкции, инновационному развитию электросетевого комплекса, повышению пропускной способности сетей, внедрению энергосберегающего оборудования и технологий;
• оперативные и эксплуатационные мероприятия по оптимизации схем и режимов, в том числе по управлению реактивной мощностью и уровнями напряжения, совершенствованию обслуживания и ремонта сетей, оптимизации загрузки оборудования, выполнению работ под напряжением и т.п.;
• модернизация, автоматизация и интеллектуализация средств и систем учета электроэнергии;
• совершенствование нормативной базы по контролю и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях;
• обучение и повышение квалификации персонала, оптимизация системы управления бизнес-процессами, внедрение энергетического менеджмента.

К перспективным инновационным мероприятиям первой группы по повышению энергетической и экономической эффективности электрических сетей и снижению технических потерь электроэнергии относятся:

• оснащение электрических сетей современными регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности, в том числе на базе силовой электроники, для оптимизации потоков мощности и уровней напряжения в электрических сетях, повышения качества электроэнергии;
• внедрение новых видов электрооборудования и конструкций линий электропередачи, в том числе композитных проводов с более высокой удельной электрической проводимостью, замена воздушных линий на кабельные, неизолированных проводов на изолированные, применение энергоэффективных трансформаторов;
• переход от автоматизированного к автоматическому управлению электрическими сетями на основе современных программно-технических комплексов, цифровой техники и технологий и автоматических секционирующих устройств с целью уменьшения количества и длительности неоптимальных аварийных и послеаварийных режимов;
• применение прорывных технологий, например таких, как высокотемпературная сверхпроводимость, для изготовления на ее основе компактных, высоконадежных и экономичных сверхпроводящих кабелей, трансформаторов, токоограничителей, систем накопления электроэнергии, создание систем беспроводной передачи электроэнергии и др;
• обеспечение условий для участия потребителей в регулировании балансов и режимов работы электрических сетей, интеллектуальном управлении нагрузкой.

Разработка, планирование и внедрение мероприятий должны основываться на следующих принципах системы энергетического менеджмента [11]:

• комплексная система управления;
• лидерство высшего руководства;
• вовлечение персонала организации;
• принятие решений на фактах (а не бумажных отчетах);
• принцип постоянного улучшения;
• принцип эффективного взаимодействия с потребителями электроэнергии, производителями и поставщиками оборудования, средств и систем управления;
• принцип документального обеспечения деятельности;
• принцип наилучших доступных технологий.

Применительно к снижению потерь электроэнергии в отечественных электрических сетях практическая реализация этих принципов означает:

• активное участие руководства электросетевых организаций в планировании, управлении работами и контроле выполнения заданий;
• изучение и анализ новых технологий, повышение квалификации и материальное вознаграждение персонала за выполнение планов и достижение целевых показателей;
• обеспечение контроля, мониторинга и анализа динамики потерь, их структуры, выявление и ликвидация «очагов» потерь;
• постоянная корректировка деятельности по снижению потерь в сторону повышения ее эффективности с учетом лучших практик и передового опыта.

Нормирование во всем мире, в том числе и в России, является важнейшей составляющей управления и стимулирования повышения энергетической эффективности экономик стран в целом, в том числе передачи, распределения и потребления электроэнергии, снижения ее потерь в электрических сетях.

Нормирование потерь электроэнергии должно опираться на применение современных методов расчета и анализа режимов электрических сетей, на достоверные результаты измерений с помощью интеллектуальных приборов и систем учета электроэнергии (ИСУЭ), которые все шире внедряются в практику работы электрических сетей и позволяют существенно повысить точность исходной информации, исключить участие человека в ее сборе и, соответственно, уменьшить трудоемкость и повысить точность расчетов и обоснованность нормативов потерь [12].

Выбор параметров, мест и оценка эффективности внедрения устройств и мероприятий по снижению потерь должны осуществляться на основе анализа структуры технических и нетехнических потерь, учета затрат и эффекта за весь жизненный цикл внедряемого оборудования. При этом должны быть разработаны и утверждены современные методики оценки такого эффекта, а также инструменты мотивации (экономического стимулирования) производителей по выпуску энергосберегающего оборудования и персонала электрических сетей — по применению такого оборудования.

В настоящее время структура технических потерь должна определяться в соответствии с действующей «Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде», утвержденной приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года № 326 [13], по согласованным с Минэнерго России программным вычислительным комплексам, включенным в реестр отечественного программного обеспечения.

Регулируемая компенсация реактивной мощности с применением силовой электроники. Компенсация реактивной мощности (КРМ) во всем мире считается универсальным средством повышения пропускной способности электрических сетей, снижения технических потерь мощности и электроэнергии, повышения качества и надежности электроснабжения потребителей. Эта универсальность становится особенно ощутимой при оснащении средств КРМ современными системами силовой электроники, которые превращают традиционную КРМ в регулирующие, симметрирующие и фильтрокомпенсирующие устройства для оперативной оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях.

В ряде стран с целью мотивации потребителей к установке средств КРМ применяют стимулирующие тарифы на реактивную электроэнергию — чем выше ее доля от потребляемой активной электроэнергии, тем дороже она должна оплачиваться [14].

В СССР действовала аналогичная Шкала скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию за КРМ [15], которая во время реформ электроэнергетики была отменена и сейчас отсутствует. В результате активность работ по компенсации реактивной мощности в России заметно снизилась, хотя отечественными промышленностью, бизнесом и научными организациями разработана и предлагается достаточно широкая линейка сетевых устройств, классификация которых представлена на рисунке 2 (ШР — шунтирующие реакторы, БСК — батареи статических конденсаторов, ФПУ — фазоповоротное устройство, ПК — продольная компенсация, УПК — управляемая продольная компенсация, ТРГ — тиристорнореакторная группа, СТАТКОМ — быстродействующий статический компенсатор, УШРТ — управляемый тиристорами шунтирующий реактор, ОРПМ — объединенный регулятор перетока мощности, ВПТН — вставка постоянного тока на основе преобразователя напряжения, СК — синхронный компенсатор, АСК — асинхронизированный компенсатор, АСКМ — АСК с маховиком на валу) [16].

К сожалению, пока многие из этих средств компенсации остаются недостаточно востребованными как электросетевыми организациями, так и потребителями электроэнергии.

Энергоэффективные силовые распределительные трансформаторы. Все большее число зарубежных стран осуществляют замену физически изношенных и морально устаревших трансформаторов на новые с сердечниками из аморфных сплавов с уменьшенными в 3–4 раза потерями в стали (таблица 3) [17, 18].

При этом, несмотря на значительно более высокую стоимость таких трансформаторов по сравнению с традиционными, они оказываются более выгодными, если учитывать так называемые капитализированные потери электроэнергии за весь срок службы трансформатора — стоимость его владения. При таком учете оказывается, что капитализированная стоимость экономии суммарных потерь электроэнергии в трансформаторе за весь срок его службы выше, чем дополнительная стоимость самого трансформатора, и его замена экономически оправдывается [17, 18]. Для стимулирования такой замены в России были утверждены в 2017 году с последующим уточнением в 2021 году в отраслевом стандарте ПАО «Россети» СТО 34.01-3.2-2021 требования к четырем классам энергоэффективности оте чественных распределительных трансформаторов. Это послужило стимулом для промышленного производства масляных силовых трансформаторов с сердечником из аморфной стали с инновационным классом энергоэффективности Х4(+)К3, номинальной мощностью 160 кВА, 250 кВА, 400 кВА, 630 кВА, классом напряжения 6(10) кВ [19]. Такие трансформаторы рекомендованы к применению в электрических сетях ПАО «Россети» итоговым документом юбилейной десятой Международной конференции по развитию и повышению надежности распределительных электрических сетей, прошедшей в июле 2025 года.

В последние годы с развитием возобновляемых и распределенных источников электроэнергии и ростом их внедрения в распределительных сетях, особенно за рубежом, на смену классическим трансформаторам, конструкция которых не менялась на протяжении более века, приходят твердотельные силовые электронные трансформаторы (SST). Они представляют новое поколение преобразовательной техники, использующее силовые полупроводниковые элементы и системы управления, позволяющие реализовать функции, недоступные традиционным силовым трансформаторам. SST способны динамически адаптироваться к изменяющимся параметрам сети, компенсировать гармонические искажения напряжения, обеспечивать гальваническую развязку сетей разных номинальных напряжений, имеют компактные размеры и меньший вес (рисунок 3) [20]. Они могут напрямую взаимодействовать с цепями постоянного тока. Вместе с тем для них приходится разрабатывать специальные схемы защиты от импульсных перенапряжений от грозовых разрядов и коммутационных переключений.

Различают три основных технологических варианта SST. Первый вариант представляет собой систему прямого преобразования переменного тока без промежуточного звена постоянного тока (рисунок 4а). Второй и третий, более распространенные, варианты предполагают двухступенчатое (рисунок 4б) и многоступенчатое (рисунок 4в) преобразование тока. Во втором варианте переменный ток на вторичной стороне трансформатора преобразуется в постоянный ток, а затем через инвертор — в переменный ток. В третьем варианте входные активный выпрямитель и инвертор преобразуют переменный ток в постоянный и постоянный в переменный ток, после чего на вторичной стороне трансформатора, так же как и на входе, осуществляется двойное преобразование тока из переменного в постоянный и обратно в переменный.

Множество отечественных и зарубежных публикаций показывает, что замена физически и морально изношенных распределительных трансформаторов на энергоэффективные — это значительный резерв не только снижения потерь в сетях, но и повышения качества и надежности электроснабжения потребителей. Для активизации такой замены необходимо:

• привести в соответствие с международными стандартами приложение Б стандарта ПАО «Россети» СТО 34.01-3.22021 по выбору класса энергоэффективности распределительных трансформаторов при организации закупок и по корректной и опробованной на практике методике учета их совокупной капитализированной стоимости;
• разработать и ввести меры по налоговым льготам и субсидиям для производителей энергоэффективных трансформаторов для снижения их стоимости, а также по стимулированию персонала электрических сетей и потребителей, внедряющих такие трансформаторы;
• конкретизировать и ужесточить нормативные ограничения на внедрение в эксплуатацию трансформаторов, не соответствующих требованиям по энергоэффективности.

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ СРЕДСТВА И СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Стратегическим направлением снижения нетехнических потерь электроэнергии является совершенствование и развитие интеллектуальных приборов и систем учета электроэнергии (ИСУЭ) как базовой информационной основы для высокоавтоматизированных электрических сетей, расчета, анализа и прогнозирования балансов и потерь электроэнергии в них, выявления и локализации безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии. Интеллектуальный учет становится универсальным средством и информационной базой для контроля надежности, качества электроснабжения и снижения потерь в сетях и более комфортного взаимодействия электросетевых организаций и потребителей.

В Европейском союзе (ЕС) был проведен опрос о количестве точек учета и количестве интеллектуальных счетчиков в распределительных сетях стран ЕС за период с 2019 по 2022 год [5]. На основе этих двух показателей была рассчитана доля интеллектуальных счетчиков от общего количества точек учета и проанализирована взаимосвязь между этим показателем и относительными потерями электроэнергии в распределительных сетях. Этот опрос показал, что доля интеллектуальных счетчиков в распределительных сетях в 2022 году варьировалась по странам-участницам опроса, по которым были доступны данные. В частности, в Северной Европе и некоторых странах Южной Европы наблюдаются относительно высокие темпы внедрения, приближающиеся к стопроцентной доле. В отличие от этого, страны Центральной и Восточной Европы демонстрируют значительно более низкую долю интеллектуальных счетчиков, как правило, не превышающую 50%.

На рисунке 5 [5] показана взаимосвязь между долей интеллектуальных приборов учета и относительными потерями электроэнергии в распределительных сетях. Из рисунка видно, что существуют значительные диапазоны относительных потерь в сетях различных стран при одних и тех же долях интеллектуального учета. Тем не менее, имеется устойчивый тренд на снижение потерь при росте этой доли. Этот тренд подтверждается и отечественным опытом внедрения ИСУЭ в отдельных регионах России.

Работа по развитию интеллектуальной системы учета электроэнергии в России проводится в соответствии с принятыми изменениями в Федеральном законе «Об электроэнергетике», которые с 01.07.2020 освободили потребителей от обязанности покупать счетчики и оплачивать их установку. Теперь это зона ответственности энергокомпаний — гарантирующих поставщиков и сетевых организаций. С 01.01.2022 построение системы учета осуществляется только на базе интеллектуальных приборов, которые должны соответствовать требованиям Правил предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности) [21], утвержденных Правительством РФ.

Отечественный и зарубежный опыт внедрения ИСУЭ показывает, что сокращение нетехнических потерь является приоритетной задачей практически всех сетевых компаний, внедряющих интеллектуальные приборы и системы учета. Вместе с тем просто установка приборов интеллектуального учета может и не дать желаемого эффекта. Нетехнические потери включают в себя достаточно много составляющих, зависящих от случайных допустимых и систематических погрешностей приборов учета электроэнергии, качества их метрологического обеспечения и системы выявления безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии, эффективности взаимодействия с потребителями, точности расчета технических потерь и балансов электроэнергии. Сложность и актуальность задачи состоят в том, чтобы параллельно с внедрением ИСУЭ всем этим составляющим уделялось внимание сетевых, энергосбытовых компаний и потребителей параллельно.

Имеются признаки того, что широкое использование интеллектуальных приборов и систем учета может привести к снижению электропотребления, если потребители станут лучше осведомлены о его режимах, динамике и тарифах на электроэнергию. Поскольку интеллектуальные приборы учета обеспечивают представление информации практически в режиме реального времени, они позволяют потребителям лучше управлять своим потреблением, экономить энергию и снижать оплату своих счетов с учетом различных цен на энергию в различные часы суток. все чаще распространение интеллектуальных приборов учета помогает управлять профилями нагрузки и напряжения в электрической сети. Цель состоит в том, чтобы мотивировать потребителей снижать и выравнивать нагрузку, а не сдерживать потребление электроэнергии за счет роста тарифов, как это часто делается. Снижение потребления электроэнергии и выравнивание нагрузки приводит к сопутствующему снижению технических потерь электроэнергии.

Интеллектуальные приборы учета могут информировать сетевые компании о перебоях в электроснабжении и о том, где и когда качество электроэнергии, в первую очередь, отклонение напряжения, выходит за пределы установленных уровней. Это позволит им улучшить обслуживание потребителей. Вместо того, чтобы ждать уведомления от самих потребителей, сетевые операторы могут реагировать, как только будет получено оповещение от прибора учета.

ПАО «Россети» активно развивают интеллектуальную систему учета электроэнергии в своих электрических сетях и у потребителей. Но пока лишь около 30% из них (6,8 млн точек) оснащены современными приборами учета. Таким образом, работы в этом направлении предстоит, как и в снижении потерь в целом, еще очень много.

ВЫВОДЫ

1. В новой редакции ФЗ «Об электроэнергетике» и разрабатываемом Минэнерго России Национальном проекте по развитию электроэнергетики необходимо сформулировать главные задачи отрасли, к которым относятся оптимальное управление экономической эффективностью и стоимостью производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, обеспечение нормативных требований к надежности, качеству, доступности и экономичности электроснабжения потребителей, в том числе, к снижению потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованного уровня.

2. Успешное решение этих задач должно основываться на квалифицированном прогнозировании, планировании, проектировании и практической реализации долгосрочного и среднесрочного технологического развития электроэнергетики не только по стране в целом, но и по каждому субъекту Российской Федерации, не только в магистральных, но и в распределительных сетях, с учетом детального анализа развития экономик этих субъектов. Все планы и особенно программы развития должны быть обеспечены финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами с жестким распределением и закреплением ответственности, стимулами за выполнение сроков и объемов утвержденных планов и программ.

3. Требуется дальнейшее совершенствование нормативноправовой базы:

• по организации консолидированной ответственности и взаимодействия электросетевых, энергосбытовых организаций и операторов коммерческого учета по снижению технических и нетехнических потерь;
• по созданию современного национального стандарта по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях;
• по совершенствованию методов нормирования потерь, рейтинговой оценки электросетевых компаний, формированию технико-экономически обоснованных заданий и программ по снижению фактических потерь электроэнергии в сетях;
• по тарифному, налоговому и материальному стимулированию производства и внедрения инновационных средств и мероприятий в электрических сетях и у потребителей по снижению потерь до нормативных уровней;
• по уточнению методов расчета и прогнозирования балансов, технических и нетехнических потерь электроэнергии и их структуры с учетом новых знаний и новых возможностей оперативного мониторинга и анализа потерь, с помощью средств автоматизированного контроля режимов электрических сетей, интеллектуального учета электроэнергии и методов искусственного интеллекта;
• по системной оценке ожидаемой и фактической эффективности капиталоемких мероприятий, в том числе с учетом капитализированных потерь электроэнергии в оборудовании за срок его владения;
• по расчету фактических потерь электроэнергии, совершенствованию и повышению достоверности государственной системы отчетности, мониторинга, анализа и прогнозированию балансов и потерь электроэнергии в рамках ГИС ТЭК.

ЛИТЕРАТУРА

1. О порядке предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности). Постановление Правительства РФ от 19 июня 2020 г. № 890. URL: https://base.garant.ru/74292774/.
2. Годовой отчет ПАО «Россети», 2024. URL: https://www.rosseti.ru/ upload/iblock/9cc/xrcr44rvmwkk2javplzogiwmqkxirbrm/Rosseti_AR2024.pdf.
3. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции, 1998, № 9. С. 53–59.
4. Стратегия развития ПАО «Россети» и ДЗО до 2030 года. Утв. решением Совета директоров ПАО «Россети» от 31 марта 2025 года, протокол от 31.03.2025 № 682.
5. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2050 года. Утв. распоряжением Правительства РФ от 12.04.2025 г. № 908-р. URL: https://minenergo.gov.ru/upload/iblock/d6a/EnergostrategiyaRF-do-2050-goda.pdf.
6. Council of European Energy Regulators (CEER). 3rd CEER Report on Power Losses. 11.02.2025. URL: https://www.ceer.eu/publication/3rdceer-report-on-power-losses/.
7. Electric power transmission and distribution losses (% of output). URL: http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.LOSS.ZS.
8. IEA ETSAP — Technology Brief E12. April 2014. URL: https://iea-etsap.org/E-TechDS/PDF/E12_el-t&d_KV_Apr2014_GSOK.pdf.
9. И З4-70-028. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1987. 84 с.
10. Политика инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Россети». Утв. Советом директоров ОАО «Россети» протокол от 23.03.2014 № 150. М.: ОАО «Россети», 2014. 39 с.
11. Программа инновационного развития ПАО «Федеральная сетевая компания — Россети» на период 2024–2029 гг. с перспективой до 2035 года. М.: ПАО «Россети», 2024. 36 с.
12. Муров А.Е., Мольский А.В. и др. Система энергетического менеджмента в электросетевом комплексе. Под ред. В.К. Лозенко, В.Э. Воротницкого. Красноярск: Платина, 2014. 209 с.
13. Воротницкий В.Э., Михайлов В.В. Направления совершенствования нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях // Энергоэксперт, 2013, № 3. С. 46–50.
14. Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Приказ Минэнерго России от 30.12.2008 № 326. URL: https://docs.cntd.ru/document/902143004.
15. Воротницкий В.Э., Жабин К.В., Колибаба В.И. Сравнительный анализ управления реактивной мощностью на электроэнергетических рынках зарубежных стран и России // Электрические станции, 2020, № 5(1066). С. 8–19.
16. Железко Ю.С. О нормативных документах в области качества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности // Электрика, 2003, № 1. С. 9–16.
17. Гвоздев Б.В., Дроздов А.В., Кочкин В.И., Крайнов С.В. Статические устройства управления режимами энергосистем // Электрические станции, 2011, № 8, С. 32–45.
18. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Магницкий А.А. Нормирование энергоэффективности распределительных трансформаторов // Энергия единой сети, 2017, № 5(34). С. 20–31.
19. Accelerating the Global Adoption of Energy-Efficient Transformers. UN Environment — Global Environment Facility. United for Efficiency (U4E). U4E Economy Division Energy & Climate Branch, 2017, 103 p.
20. Снитько И.С., Тумаков Н.Ю. Особенности производства и применения силовых трансформаторов с сердечником из аморфной стали // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2024, № 3(84). С. 94–97.
21. Традиционные трансформаторы или твердотельные трансформаторы: что эффективнее. URL: https://electricalschool.info/spravochnik/maschiny/3163-tradicionnye-ilitverdotelnye-transformatory-chtoeffektivnee.html.