Theo Công ty Truyền tải điện 3, căn cứ tình hình thực tế thực hiện tổn thất điện năng năm 2016, các dự án xây dựng mới, cải tạo lưới điện sẽ đưa vào vận hành và phương thức vận hành của lưới điện trong khu vực quản lý, Công ty đặt mục tiêu tổn thất điện năng lưới điện truyền tải năm 2017 sẽ đạt mức 2,41%; trong đó, tổn thất điện năng trên lưới 220 kV là  1,47% và tổn thất điện năng lưới 500 kV là 1,96%.

Để thực hiện mục tiêu này, theo Giám đốc Công ty Truyền tải điện 3, ông Hoàng Xuân Phong, Công ty sẽ củng cố Tổ quản lý Hệ thống đo đếm điện năng tại các Đơn vị Truyền tải điện, bố trí cán bộ kỹ thuật quản lý hồ sơ hệ thống đo đếm, theo dõi, kiểm tra, kiểm định định kỳ, nghiệm thu hệ thống đo đếm mới và phối hợp với các trạm biến áp 220 kV, 500 kV chốt chỉ số công tơ, tính toán tổn thất điện năng từng phần tử và lưới điện khu vực.

Cùng với việc kiểm tra, kiểm định định kỳ công tơ, biến dòng điện, biến điện áp, hệ thống đo đếm ranh giới và nội bộ để thay thế kịp thời các thiết bị không đạt yêu cầu sai số và cấp chính xác, Công ty khai thác hiệu quả hệ thống thu thập số liệu công tơ từ xa phục vụ công tác quản lý sản lượng, tính toán tổn thất điện năng và giám sát hệ thống đo đếm.

Bên cạnh đó, theo dõi thường xuyên hệ thống đo đếm, thực hiện chốt chỉ số công tơ các biểu theo chiều giao, chiều nhận tất cả các công tơ đo đếm của từng ngăn lộ theo đúng quy định vào 24h00 hàng ngày để phát hiện sớm các lỗi đo đếm có thể xảy ra. Triển khai kiểm định hệ thống đo đếm đúng định kỳ và kiểm định hệ thống đo đếm nội bộ giữa các công ty Truyền tải.

Công ty cũng lập phương án thi công các dự án đầu tư xây dựng kết hợp với sửa chữa lớn và thí nghiệm định kỳ thiết bị nhằm hạn chế việc cắt điện trên diện rộng. Phối hợp với các Trung tâm Điều độ điều chỉnh điện áp tự động cho các máy biến áp, hạn chế tình trạng vận hành đầy tải, quá tải đường dây và máy biến áp.

Công ty Truyền tải điện 3 cũng cho biết, năm 2016, tỷ lệ tổn thất điện năng của Công ty thực hiện là 2,19%; trong đó, tổn thất trên lưới 500kV là 1,85% và lưới 220kV là 1,43%. Nguyên nhân chủ yếu khiến tỷ lệ tổn thất chung còn cao 0,51% so với kế hoạch giao là do thời tiết khô hạn khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên kéo dài trong năm.

Do thiếu nước nên các nhà máy thủy điện trong khu vực phát không đủ theo kế hoạch nên phải truyền tải điện xa từ trạm 500 kV Pleiku và Vĩnh Tân cấp cho các tỉnh Ninh Thuận, Khánh Hòa, Phú Yên và Bình Định để đáp ứng nhu cầu phụ tải khu vực. Bên cạnh đó, việc khai thác nguồn thủy điện ở miền Bắc khi nước về nhiều để truyền tải vào miền Nam trong tháng 11 và tháng 12 cũng góp phần khiến tổn thất điện năng trong năm vừa qua không đạt kế hoạch do truyền tải xa.

Đặc biệt trong năm 2016, trên lưới điện Công ty quản lý đã xuất hiện tình trạng quá tải nhẹ xảy ra với một số trạm biến áp (TBA) như 220 kV Krôngbuk, Bảo Lộc, Tháp Chàm; 500 kV Di Linh, Đắk Nông, Pleiku 2 và đường dây 220 kV An Khê - Quy Nhơn. Theo đánh giá của Công ty, nguyên nhân có tình trạng này là do phục vụ tưới tiêu trong mùa khô hạn nên phụ tải tăng và khai thác nguồn thủy điện trong tháng 11 và tháng 12/2016 cũng tăng.

Để khắc phục tình trạng này, Công ty đã làm việc với các Tổng công ty Điện lực phân bố tải hợp lý các phụ tải 110 kV, 22 kV sau các trạm biến áp 220 kV Krôngbuk và Tháp Chàm. Đồng thời, phối hợp với các Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia, miền Trung điều chỉnh trào lưu công suất để giảm tải cho trạm 500 kV Pleiku 2 và Đắk Nông