Ανακοίνωση Δημόσιας Διαβούλευσης της ΡΑΑΕΥ αναφορικά με την εισήγηση του Διαχειριστή του ΕΔΔΗΕ για το Επιτρεπόμενο Έσοδο της 2ης Ρυθμιστικής Περιόδου

(4)ενότητες:  Επιτελική σύνοψη: Συνοπτική επεξήγηση της μεθοδολογίας καθαρής παρούσας αξίας και των δύο εναλλακτικών μεθόδων υπολογισμού της, και σύνοψη των κύριων μεγεθών του έργου και της μελέτης Κόστους – Οφέλους.  Ενότητα 1 - Συνοπτική παρουσίαση έργου: Στην ενότητα αυτή περιγράφεται συνοπτικά το έργο, η τεχνολογική λύση που επιλέχθηκε, καθώς και τα οφέλη που θα αποκομίσουν οι καταναλωτές, η αγορά ενέργειας και ο Διαχειριστής του Δικτύου.  Ενότητα 2 - Ανάλυση κόστους - οφέλους έργου. Περιλαμβάνει την αναθεωρημένη ανάλυση για το έργο. Παρουσιάζονται αναλυτικά τα οφέλη και τα κόστη του έργου, τα αποτελέσματα της μελέτης και οι παραδοχές υπολογισμού τους, βάσει αναλύσεων του ΔΕΔΔΗΕ, διεθνών μελετών και οδηγιών της Ευρωπαϊκής Ένωσης και άλλων φορέων, συγκριτικές αξιολογήσεις (benchmarking) του ΔΕΔΔΗΕ με άλλους διαχειριστές, κ.α. Η μελέτη συμπληρώνεται με ανάλυση ευαισθησίας επί βασικών παραδοχών (κόστος ενέργειας, δαπάνες ΔΕΔΔΗΕ).  Ενότητα 3 - Οικονομικά και επιχειρησιακά στοιχεία έργου. Περιλαμβάνει τον αναθεωρημένο προϋπολογισμό του έργου καθώς και ανάλυση των επιχειρησιακών και τεχνικών απαιτήσεων που οδήγησαν στην παρούσα αναθεώρηση, βάσει του υφιστάμενου σχεδιασμού. Σημειώνεται ότι η παρούσα μελέτη αφορά στο σύνολο του Στρατηγικού Έργου 11, ήτοι στο σύνολο των δαπανών για την υλοποίηση του έργου που περιλαμβάνει την προμήθεια και εγκατάσταση έξυπνων μετρητών προς αντικατάσταση των υφιστάμενων συμβατικών μετρητών Χαμηλής Τάσης, μέσω της νέας διαγωνιστικής διαδικασίας προμήθειας 7.1 εκ. έξυπνων μετρητών και των υφιστάμενων προμηθειών για 0.2 εκ. μετρητές, καθώς και τα αναγκαία συστήματα/ κέντρο τηλεμέτρησης και τη διαχείριση των συστημάτων υπό μορφή SaaS. Το εκτιμώμενο συνολικό κόστος του στρατηγικού έργου 11 για το οποίο ζητείται η πρόσθετη απόδοση ανέρχεται σε 1,16 δις. €1, όπως αναλύεται και στη συνέχεια.

(1)Κόστη προσαρμοσμένα σε πληθωρισμό βάσει προσφάτων εκτιμήσεων, βλ. διαφάνεια 19 2 Μεθοδολογία υπολογισμού καθαρής παρούσας αξίας (NPV) Η καθαρή παρούσα αξία (NPV) υπολογίζεται για τον κύκλο ζωής των έργων, δηλαδή όταν όλα τα περιουσιακά στοιχεία έχουν αποσβεστεί. Ο υπολογισμός της καθαρής παρούσας αξίας του καθαρού οφέλους του έργου γίνεται με δύο εναλλακτικές μεθόδους. Στη πρώτη τα κόστη του έργου υπολογίζονται κατά το χρόνο δαπάνης τους από τον Διαχειριστή κατ’ αντιστοιχία με την υποβολή του Ιουλίου 2024, ενώ στη συνέχεια υπολογίζονται κατά τον χρόνο μετακύλισης τους σε καταναλωτές μέσω του Απαιτούμενου Εσόδου. Παράμετροι Σύμβολο Περιγραφή Όφελος το έτος n3 Rn Όλα τα ποσοτικοποιημένα οφέλη, αθροισμένα το έτος n Κόστος το έτος n Cn CAPEX και OPEX κόστη ΔΕΔΔΗΕ και καταναλωτών (IHD), αθροισμένα το έτος n Ελεύθερη ταμειακή ροή1 το έτος n3 FCFn FCFn = Rn-Cn Προεξοφλητικό επιτόκιο DR Ονομαστικό WACC προ φόρου, για υπολογισμό Καθαρής Παρούσας Αξίας καθαρού οφέλους έργου, ίσο με Μεσοσταθμικό Κόστος Κεφαλαίου (WACCpre-tax, nominal) ΔΕΔΔΗΕ2 για το διάστημα 2021-2022 (6.7%), το διάστημα 2023-2024 (7.7%) και το διάστημα 2025-2045 (8.2%). Υπολογισμός NPV από τη πλευρά του καταναλωτή Απαιτούμενο Έσοδο και λοιπά κόστη καταναλωτών (IHD), αθροισμένα το έτος n Πραγματικό κοινωνικοοικονομικό WACC προ φόρου (Εconomic DR), ίσο με 4% βάσει ευρωπαϊκών οδηγών κατάρτισης κοινωνικοοικονομικών κόστους οφέλους. Πριν τον υπολογισμό του ΝPV του καθαρού οφέλους του έργου, το WACC λαμβάνει την ονομαστική του τιμή, λαμβάνοντας υπόψιν τον συντελεστή πληθωρισμού Ωφέλιμη ζωή3 T 15 έτη, ίσο με έτη απόσβεσης μετρητικών παγίων Διάρκεια του έργου3 t Αριθμός ετών από την αρχή μέχρι το τέλος του έργου (από την πρώτη έως την τελευταία χρηματορροή)

3. Free Cash Flow Απόφαση ΡΑΕ υπ’ αριθ. 1566/2020 Ενιαία παραδοχή και στις δύο προσεγγίσεις 3 Επιτελική σύνοψη Σύντομη περιγραφή Οφέλη Καθαρή Παρούσα Αξία (NPV / ΚΠΑ) , εκ. € Το έργο της τηλεμέτρησης πελατών αφορά την προμήθεια και εγκατάσταση 7.3 εκ. έξυπνων μετρητών (ΕΜ) για το σύνολο των καταναλωτών ΧΤ του δικτύου. Επίσης, περιλαμβάνει την σύνδεση των καταναλωτών ΧΤ σε ένα κέντρο τηλεμέτρησης χωρητικότητας τουλάχιστον 8 εκ. μετρητών. Ποσοτικοποιημένα οφέλη2 Αξιολόγηση από τη πλευρά της εταιρείας 7 Μετατόπιση μέγιστου φορτίου -4 2021 22 Μείωση στο λειτουργικό κόστος σχετικό με μετρήσεις In-home display CAPEX Operator1 114 1 1 1 0 7 7 0 10 10 0 41 0 40 199 3 195 5 198 7 198 9 -11 -36 23 24 Κόστος / ΕΜ -91 -142 25 26 -107 27 195 190 191 189 28 -30 29 30 2031 FV Όφελος / ΕΜ -163 339 NPV / EM Σύνολο, εκ. € 0 0 2 5 13 31 2021 22 23 24 25 26 75 27 125 28 181 243 Αξιολόγηση από τη πλευρά των καταναλωτών NPV, εκ. € 29 1,073 66 2030 Πλάνο εγκατάστασης, # εκ. μετρητών αθροιστικά 195 -66 €176 Μείωση στις κλοπές μετασχηματιστών και στο αντίστοιχο κόστος αντικατάστασης 1.16 δις. € 196 1 -9 Μείωση στις μη-τεχνικές απώλειες Οικονομικά μεγέθη CAPEX, εκ. € 1,618 154 Το έργο είναι ύψιστης σημασίας για την ψηφιοποίηση του δικτύου, που είναι μια από τις στρατηγικές προτεραιότητες του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) για την περίοδο 2021-
4. Θα επιτρέψει, μεταξύ άλλων, την δυναμική τιμολόγηση της ενέργειας, την αύξηση της διείσδυσης ανανεώσιμων πηγών στο σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας, βελτιωμένη γνώση της κατάστασης του δικτύου και μείωση μη-τεχνικών απωλειών Σημειώνεται ότι τα κόστη που παρουσιάζονται έχουν προσαρμοστεί κάθε έτος με πληθωρισμό σύμφωνα με πρόσφατες εκτιμήσεις Ελληνικών και διεθνών οργανισμών3 NPV, εκ. € Μείωση συνολικής κατανάλωση ενέργειας 0 1 2 5 12 30 48 65 83 113 2 100 % -2 -3 -3 -4 -10 -19 -11 7.3 2021 22 23 24 25 26 27 28 18 29 36 30 2031 FV 6.0 4.7 OPEX, εκ. € 2 3 3 4 6 2021 22 23 24 25 12 18 26 27 22 28 28 29 33 2030 Κόστος / ΕΜ 3.5 Όφελος / ΕΜ €157 2.2 ~0.0 ~0.1 0.2 0.4 0.9 2021 22 24 25 23 -183 26 27 28 339 NPV / EM 29 2030
5. Περιλαμβάνει έξυπνους μετρητές, κουτιά, εγκατάσταση, επιτήρηση εγκατάστασης, κλπ.,
6. Περαιτέρω ανάλυση οφελών στις σελίδες 18, 19,

(3)βλ. διαφάνεια 19 4 Παρουσίαση έργου Μελέτη Κόστους - Οφέλους Μελέτη κόστους οφέλους Οικονομικά & επιχειρησιακά στοιχεία έργου 5 Το έργο των έξυπνων μετρητών αποσκοπεί στην δημιουργία ενός ολοκληρωμένου οικοσυστήματος διαχείρισης μετρήσεων … ✓ Αντικατάσταση ~ 7.3 εκ. ηλεκτρομηχανικών μετρητών με έξυπνους μετρητές και εγκατάσταση ολοκληρωμένου πληροφοριακού περιβάλλοντος διαχείρισης μετρητικών δεδομένων ✓ Αναβάθμιση παρεχόμενων υπηρεσιών στους καταναλωτές & την αγορά και ψηφιακός μετασχηματισμός του Δικτύου ΗΕ ✓ Συμμόρφωση με την Ευρωπαϊκή Οδηγία (EU) 2019/944 για την εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Κομβική επένδυση για την ανάπτυξη πρωτοπόρων υπηρεσιών στην αγορά ενέργειας Έξυπνοι Μετρητές Κεντρικά Συστήματα Συλλογής & Διαχείρισης Δεδομένων Συνέργειες υποδομών (multiutility) με το ΔΕΔΔΗΕ στο επίκεντρο Στρατηγικές Πρωτοβουλίες Έργου Τηλεπικοινωνιακή Κάλυψη Εγκατάσταση Εξοπλισμού Ψηφιοποίηση του Δικτύου και των παρεχόμενων υπηρεσιών Ενίσχυση περιβαλλοντικού αποτυπώματος – Εξοικονόμηση ενέργειας & ανακύκλωση ηλεκτρομηχανικών μετρητών 6 ... για την υλοποίηση του οποίου επιλέχθηκαν οι πλέον σύγχρονες τεχνολογικές λύσεις και στρατηγικές προμήθειας … Software as a Service (Cloud) Έξυπνος Μετρητής 3 Head End Systems Επιχειρησιακά Συστήματα ΔΕΔΔΗΕ MDMS Integration Layer Αμφίδρομή Ασφαλής Επικοινωνία Integration Layer NB-IoT/LTE Cat-M1 Αμφίδρομή Ασφαλής Επικοινωνία Μέτρηση Συλλογή και Μετάδοση Δεδομένων Επεξεργασία Δεδομένων Αξιοποίηση Δεδομένων Ασφάλεια και Ιδιωτικότητα Σύγχρονες Επικοινωνίες IoT ✓ Παροχή δεδομένων κατανάλωσης σε πραγματικό χρόνο (real time) στο τελικό χρήστη (ΙHD και ΗΑΝ) ✓ Ασφαλές περιβάλλον υποδομών και επικοινωνιών για τη μεταφορά δεδομένων και την προστασία της ιδιωτικότητας των χρηστών ✓ Συμβατότητα με διεθνείς και εθνικές οδηγίες (CENELEC, ENCS, EU NIS, EU GDPR, Αρχή Κυβερνοασφάλειας) ✓ Αποστολή δεδομένων κατανάλωσης/ παραγωγής, ποιότητας δικτύου και συμβάντων προς τα HES ✓ Διαχείριση φορτίων Τεχνολογίες Cloud Υποστήριξη Multi-Utility ✓ Καινοτόμες τεχνολογίες επικοινωνιών (NB-IoT/ LTEM) βασισμένες σε διεθνή πρότυπα για την αξιόπιστη μεταφορά των δεδομένων ✓ Αξιοποίηση τεχνολογιών υπολογιστικού νέφους (Cloud) – μικρότερος χρόνος ανάπτυξης, επεκτασιμότητα, διαθεσιμότητα, ασφάλεια ✓ Αρχιτεκτονική που μπορεί να υποστηρίξει υπηρεσίες multiutility (πολλαπλούς παρόχους υπηρεσιών δικτύων κοινής ωφέλειας) ✓ Διεισδυτικότητα σήματος ΝΒΙοΤ για κάλυψη δύσκολων σημείων π.χ. υπόγεια ✓ SLAs για παροχή υπηρεσιών συλλογής και διαχείρισης δεδομένων εντός προκαθορισμένων χρονικών ορίων ✓ Διασύνδεση με μετρητή τρίτου παρόχου μέσω πρωτοκόλλου ασύρματης επικοινωνίας wireless-mBus ✓ Συμβατότητα με πρωτόκολλο DLMS/ COSEM 7 … ώστε το έργο να ανταποκριθεί πλήρως στις απαιτήσεις της αγοράς ενέργειας, μειώνοντας το κόστος για τον τελικό καταναλωτή … Πιστοποιημένα ενεργειακά δεδομένα Δεδομένα σε πραγματικό χρόνο Οφέλη προς την Αγορά ΗΕ Οφέλη χρηστών (καταναλωτές & παραγωγοί) Βελτιστοποίηση λειτουργίας αγορών ΗΕ με χρήση δεδομένων πραγματικού χρόνου Παρακολούθηση ενεργειακής συμπεριφοράς σε πραγματικό χρόνο Συμμετοχή αυτοπαραγωγής σε αγορές ΗΕ και εμβάθυνση αγοράς εξισορρόπησης λόγω συμμετοχής ΜΤ & ΧΤ μέσω Demand Response Εξοικονόμηση ή χρονική μετακύλιση ενεργοβόρων δραστηριοτήτων σε φτηνότερες τιμολογιακές ζώνες Μείωση διαπραγματεύσιμης ενέργειας λόγω μείωσης απωλειών (τεχνικών & ρευματοκλοπές) Συμμετοχή του καταναλωτή σε προγράμματα της αγοράς έναντι οικονομικών ανταλλαγμάτων Παροχή ευέλικτων και εξατομικευμένων ανταγωνιστικών τιμολογιακών πολιτικών Συχνότερη ενημέρωση του καταναλωτή για συνολική ενεργειακή συμπεριφορά και προώθηση δράσεων εξοικονόμησης Ανάπτυξη ενεργειακών δραστηριοτήτων (αυτοπαραγωγή, ηλεκτροκίνηση και αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας) Ακριβής τιμολόγηση βάσει πραγματικών δεδομένων κατανάλωσης Αύξηση ανταγωνιστικότητας και ανάπτυξη νέων υπηρεσιών και συμμετεχόντων Αγοράς (πχ. ESCO, ΦοΣΕ) Αναβάθμιση υφιστάμενων δυνατοτήτων των χρηστών και διεύρυνση προσφερόμενων υπηρεσιών 8 … και οδηγώντας τον ΔΕΔΔΗΕ στο ψηφιακό, αλλά και τον ευρύτερο επιχειρησιακό μετασχηματισμό του Οφέλη προς τον Διαχειριστή του Δικτύου Διανομής Μείωση λειτουργικών και βελτιστοποίηση κεφαλαιουχικών δαπανών Μείωση μη τεχνικών απωλειών, διασφαλίζοντας την τήρηση των στόχων μείωσης των απωλειών Δυνατότητα παροχής υπηρεσιών συλλογής και διαχείρισης δεδομένων σε άλλους παρόχους δικτύων κοινής ωφέλειας π.χ. ύδρευση. Απομακρυσμένη εκτέλεση κύριων λειτουργιών ΔΕΔΔΗΕ (π.χ. μέτρηση, διακοπές, επανασυνδέσεις), βελτιώνοντας τον βαθμό εξυπηρέτησης των χρηστών και την λειτουργική αξιοπιστία του Διαχειριστή Βελτίωση σχεδιασμού, ανάπτυξης και λειτουργίας του δικτύου, επιτρέποντας τον περαιτέρω εξηλεκτρισμό της χώρας Αύξηση βαθμού ψηφιοποίησης του Δικτύου και υιοθέτηση νέων εφαρμογών, προωθώντας τη μετάβαση σε ένα «έξυπνο δίκτυο» 9 Παρουσίαση έργου Μελέτη Κόστους - Οφέλους Μελέτη κόστους οφέλους Οικονομικά & επιχειρησιακά στοιχεία έργου 10 Γενικές παραδοχές μελέτης Εκτίμηση Κατανάλωσης Τα οφέλη του έργου, σχετιζόμενα με εξοικονόμηση ενέργειας και μετατόπιση φορτίου υπολογίστηκαν βάσει κατανάλωσης Χαμηλής Τάσης (ΧΤ), δεδομένου ότι το πρόγραμμα εγκατάστασης των έξυπνων μετρητών αφορά παροχές αποκλειστικά ΧΤ. Η εκτίμηση της κατανάλωσης ΧΤ για την περίοδο 2021-2030 βασίζεται στην εκτίμηση συνολικής ζήτησης του ΕΣΕΚ, επικαιροποιημένη ώστε να συνυπολογίζεται η επίπτωση της πανδημίας

1. Ειδικότερα, η εκτίμηση εξέλιξης της κατανάλωσης εκτιμήθηκε βάσει του σύνθετου ετήσιου ρυθμού ανάπτυξης (CAGR) συνολικής ζήτησης περιόδου 2022 έως 2030, εφαρμοζόμενου επί της κατανάλωσης χαμηλής τάσης
2. Από το 2031 και μετά, η κατανάλωση θεωρείται σταθερή και ίση με την εκτιμώμενη κατανάλωση του
3. 0.6% 31.1 31.2 31.4 31.6 31.9 32.1 32.3 32.5 32.8 33.0 33.0 2021 22 23 24 25 26 27 28 29 30 2031 Κατανάλωση ΧΤ, TWh Ορίζοντας ανάλυσης Έως το 2045, λαμβάνοντας υπόψιν ότι η ωφέλιμη ζωή κάθε μετρητή είναι 15 έτη, και οι εγκαταστάσεις μετρητών ολοκληρώνονται το
4. Για τους σκοπούς της μελέτης, έχει θεωρηθεί απομείωση των ωφελειών μεταξύ του 2036 και μετά, βάσει ρυθμού απόσβεσης έξυπνων μετρητών.
6. ΑΔΜΗΕ, Μελέτη Επάρκειας Ισχύος 2020-2030 Βάσει στοιχείων δραστηριότητας λιανικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας ΔΕΔΔΗΕ 11 Ανάλυση οφελών: Μείωση συνολικής κατανάλωση ενέργειας Λογική ποσοτικοποίησης Η εκτίμηση μείωσης της κατανάλωσης γίνεται βάσει του ρυθμού εγκατάστασης των έξυπνων μετρητών ανά παροχή, θεωρώντας μείωση κατά 2.7% το επόμενο έτος από την εγκατάσταση, και πρόσθετη μείωση 0.5%/ έτος σε βάθος 5ετίας. Ως αποτέλεσμα, ο κάθε καταναλωτής θα έχει μειώσει τη κατανάλωση του κατά 5.4% μετά από 5 έτη από την εγκατάσταση του μετρητή, και το συνολικό όφελος αποκομίζεται το 2036, λόγω εγκατάστασης των τελευταίων μετρητών το
7. Βάσει επικαιροποιημένων ευρωπαϊκών μελετών 2019, η μείωση της κατανάλωσης κυμαίνεται μεταξύ 5.4% έως 7.8%. Επιλέχθηκε η πλέον συντηρητική προσέγγιση, τόσο σε σχέση με τις ευρωπαϊκές μελέτες όσο και με την προηγούμενη υποβολή (μεσοσταθμική μείωση κατανάλωσης ~ 4.3%). Περιγραφή Μοναδιαίο κόστος ενέργειας, €/MWh Μεσοσταθμική μείωση κατανάλωσης, %  Η εγκατάσταση ολοκληρωμένης λύσης ευφυούς μέτρησης θα επιτρέψει την ανάπτυξη πλήθους υπηρεσιών συνδεόμενων με την μείωση της κατανάλωσης (πχ αναλυτικά ιστορικά στοιχεία, σχεδίαση δράσεων ενεργειακής εξοικονόμησης, παρακολούθηση και αυτοματοποιημένο έλεγχο κατανάλωσης). 1131 4.32 Εκτιμώμενη μείωσης κατανάλωσης, ΤWh Όφελος εκ. € 2022 0.0 0 2023 0.0 1 2024 0.0 2 2025 0.1 6 2026 0.1 14  Η σταδιακή σύλληψη του οφέλους ακολουθείται ώστε να ληφθεί υπόψιν ο αναγκαίος χρόνος εξοικείωσης των χρηστών με τις νέες δυνατότητες, καθώς και τον χρόνο ανάπτυξης νέων υπηρεσιών, οδηγώντας σε συντηρητικές εκτιμήσεις αναφορικά με το κόστος 2027 2028 2029 2030 2031 0.3 34 0.5 57 0.7 85 1.0 116 1.3
8. Εκτίμηση βάση της μέσης τιμής του διαστήματος 4/2023-3/2024 (ετήσια περίοδος). Θεωρείται σταθερό για τον ορίζοντα ανάλυσης
9. Μεσοσταθμική μείωση κατανάλωσης ανά παροχή την πρώτη 5ετία μετά την εγκατάσταση. Η μεσοσταθμική μείωση κατανάλωσης για τον συνολικό ορίζοντα ανάλυσης (2021-2045) είναι ίση με 5.0% Πηγή: https://issuu.com/vaasaett/docs/the_role_of_data_for_consumer_centr 149 12 Ανάλυση οφελών: Μείωση μη-τεχνικών απωλειών Λογική ποσοτικοποίησης Η μείωση μη-τεχνικών απωλειών εκτιμάται ίση με 40% επί των μέσων μη-τεχνικών απωλειών ΧΤ του Δικτύου (οι οποίες για το έτος 2022 ανέρχονται σε 5.32%) έως το
10. Το θεωρούμενο κόστος ενέργειας για τον καταναλωτή συμπεριλαμβάνει κάθε μεταβλητό κόστος αγοράς ενέργειας (ΕΤΜΕΑΡ, ΥΚΩ και φόρους ενέργειας πλην ΦΠΑ), δεδομένου ότι τα σχετικά κόστη θα επιμεριστούν σε μεγαλύτερα μεγέθη κατανάλωσης, κατ’ αντιστοιχία με το χονδρεμπορικό κόστος ενέργειας. Μοναδιαίο κόστος ενέργειας, €/MWh Περιγραφή  Η μαζική αντικατάσταση συμβατικών μετρητών θα μειώσει άμεσα τις ρευματοκλοπές, ενώ οι έξυπνοι μετρητές αποτρέπουν την παραβίαση (“tampering”). 140 113 40  Συνεπώς, η ευφυής μέτρηση αποτελεί σημαντική ευκαιρία περιορισμού των μη-τεχνικών απωλειών, δεδομένου ότι οι συνολικές απώλειες δικτύου έχουν αυξηθεί κατά ~8% ανά έτος μεταξύ 2010-
11. 1401 Εκτίμηση βάση της μέσης τιμής του διαστήματος 4/2023-3/2024 (ετήσια περίοδος)  Οι μετρήσεις με έξυπνους μετρητές είναι λιγότερο ευπαθής σε σφάλματα μέτρησης καθώς επίσης και σε παραβιάσεις / απάτη, 41 -14 €/ MWh Κόστος φόρων (ΦΠΑ) και τελών ενέργειας, συμπεριλαμβανομένων περιβαλλοντικών τελών (ΕΤΜΕΑΡ) και ΥΚΩ 1 Η ενέργεια θα τιμολογηθεί, και αντίστοιχα ο ΦΠΑ Κόστος ενέργειας Φόροι και τέλη
15. Μείωση μη-τεχνικών απωλειών ΧΤ, % ΦΠΑ Βάσει στοιχείων Eurostat (μέση τιμή 2019-2021) Συντηρητική εκτίμηση για μείωση των συνολικών μη-τεχνικών απωλειών κατά 40% σε ΧΤ το 2031 Απόφαση ΡΑΕ υπ’ αριθ. 632/2021 Το όφελος εμφανίζεται κατά 100% την επόμενη χρονιά από τη χρονιά εγκατάστασης του μετρητή Μείωση μη-τεχνικών απωλειών, TWh Όφελος4 εκ. € 2022 0.0 0 2023 0.0 1 2024 0.0 2 2025 0.0 5 2026 2027 2028 2029 2030 2031 0.1 11 0.2 27 0.3 44 0.4 61 0.6 77 0.7 94 13 Ανάλυση οφελών: Μετατόπιση μέγιστου φορτίου Λογική ποσοτικοποίησης Η εκτίμηση μετατόπισης φορτίου ακολουθεί το ρυθμό εγκατάστασης των έξυπνων μετρητών, θεωρώντας μετατόπιση 1%/ έτος ανά παροχή σε βάθος 5ετίας, εκκινώντας από το επόμενο έτος από την εγκατάσταση του μετρητή. Ως αποτέλεσμα, ο κάθε καταναλωτής θα έχει μετατοπίσει 5% του φορτίου του 5 έτη μετά την εγκατάσταση του μετρητή, με το συνολικό όφελος να αποκομίζεται το 2036 (εγκατάσταση των τελευταίων μετρητών το 2030). Ακόμη, στη παρούσα υποβολή εκτιμάται μετατόπιση φορτίου εντός των υπόλοιπων ωρών της ημέρας, με το όφελος να εκτιμάται ίσο με 33.84 €/MWh, ως η διαφορά της μέγιστης ημερήσιας ωριαίας Τιμή Εκκαθάρισης Αγοράς (ΤΕΑ) με τη μέση ημερήσια ωριαία ΤΕΑ περιόδου 1/2024 - 4/
16. Σημειώνεται ότι στη προηγούμενη υποβολή είχε θεωρηθεί ολόκληρο το όφελος (5% μετατόπιση φορτίου) το επόμενο έτος από την εγκατάσταση για κάθε μετρητή με μοναδιαίο όφελος ίσο με 12.71€/MWh, υπολογιζόμενου ως η διαφορά μέγιστης και ελάχιστης ΤΕΑ. Περιγραφή Διαφορά στην χονδρική τιμή ενέργειας3, €/MWh Εκτιμώμενη μετατόπιση, % Εκτιμώμενη μετατόπιση μέγιστου φορτίου, ΤWh Όφελος εκ. €  Η μετατόπιση μέγιστου φορτίου μπορεί να υλοποιηθεί μέσω ζωντανής ανατροφοδότησης στους καταναλωτές σχετικά με την κατανάλωσή τους, καθώς και την αυτοματοποίηση της ενεργειακής διαχείρισης εγκαταστάσεων χρηστών. Παράλληλα, η ανάπτυξη νέων τιμολογιακών προϊόντων, με έμφαση στην μείωση των αιχμών ζήτησης, θα επιταχύνει σημαντικά την σύλληψη του οφέλους. 33.841 52  Η υλοποίηση του οφέλους εξαρτάται από το ποσοστό του φορτίου που δύναται να μετατοπιστεί, την διαθεσιμότητα προγραμμάτων «demand-response» καθώς και τη συμμετοχή των καταναλωτών  Για το λόγο αυτό, εκτιμάται πλήρης πραγματοποίησή του σε βάθος 5ετίας από την εγκατάσταση του μετρητή.
17. Βασισμένο σε 3μηνιαία ιστορικά στοιχεία (1/2024 έως 4/2024)
18. Εκτιμώμενη μετατόπιση μέγιστου φορτίου, σαν ποσοστό της συνολική κατανάλωσης μετά την εγκατάσταση των έξυπνων μετρητών
19. Μέση τιμή διαφορά μέγιστης ημερήσιας ΤΕΑ και μέσης ημερήσιας ΤΕΑ Πηγή: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014SC0189&from=EN 2022 0.0 0 2023 0.0 0 2024 0.0 0 2025 0.0 1 2026 0.1 2 2027 2028 2029 2030 2031 0.2 6 0.3 11 0.5 18 0.8 27 1.1 36 14 Ανάλυση οφελών: Μείωση λειτουργικού κόστους καταμέτρησης Λογική ποσοτικοποίησης Η εγκατάσταση έξυπνων μετρητών θα οδηγήσει σε μειωμένη ανάγκη επιτόπιων μετρήσεων λόγω αυτοματοποίησης των μετρήσεων Η σύλληψη αυτού του οφέλους πραγματοποιείται μέσω της μηνιαίας απομακρυσμένης μέτρησης κατανάλωσης και τη σύνδεση της έκδοσης λογαριασμών με τους έξυπνους μετρητές Λειτουργία ΔΕΔΔΗΕ Αναμενόμενη μείωση εξόδου, % Όφελος ανά έξυπνο μετρητή, €/ΕΜ/έτος Πλάνο εγκατάστασης, # εκ. έξυπνων μετρητών Όφελος2 εκ. €  Καταμέτρηση1 80% 1.76 2021 0.0 2022 0.1 0 2023 0.2 0 2024 0.4 0 2025 2026 2027 2028 2029
21. 0.9 1 2.2 2 3.5 5 4.7 8 6.0 11 2030 7.3 2031 7.3 14 17 Αφορά την κατηγορία αμοιβές τρίτων Το όφελος λαμβάνεται με καθυστέρηση ενός έτους μετά την επένδυση 15 Ανάλυση οφελών: Μείωση λειτουργικού κόστους εντοπισμού μητεχνικών απωλειών Λογική ποσοτικοποίησης Οι μη-τεχνικές απώλειες περιλαμβάνουν απώλειες εξαιτίας χαλασμένων μετρητών, κλοπών, σφάλματα στην ποιότητα δεδομένων, λάθη ή ελλείψεις κατά τη διάρκεια μετρήσεων Η απομακρυσμένη πρόσβαση σε περισσότερα και πιο αναλυτικά δεδομένα, θα ενισχύσει την ικανότητα του Διαχειριστή να εντοπίσει σφάλματα μετρήσεων και συμβάντα απάτης (π.χ., μέσω ανάλυσης μοτίβων κατανάλωσης, ανάλυση του ισοζυγίου ενέργειας του δικτύου ΧΤ, αυτόματες ειδοποιήσεις παραβίασης μετρητών, διαχείριση οφειλετών) Για την πραγματοποίηση αυτού του οφέλους, έχει προβλεφθεί η χρήση κατάλληλου λογισμικού ανάλυσης δεδομένων (με σκοπό την ανάλυση των δεδομένων κατανάλωσης) όσο και λειτουργικότητα για τον εντοπισμό των παράνομων παραβιάσεων στους μετρητές Λειτουργία ΔΕΔΔΗΕ Αναμενόμενη μείωση εξόδου, % Όφελος ανά έξυπνο μετρητή, €/ΕΜ/έτος • Ρευματοκλοπές ΜΤ1 • Ρευματοκλοπές ΧΤ1 80% 0.15 Πλάνο εγκατάστασης, # εκ. έξυπνων μετρητών εκ. € 2021 0.0 2022 0.1 0.0 2023 0.2 0.0 2024 0.4 0.0 2025 2026 2027 2028 2029
23. Όφελος2 0.9 0.1 2.2 0.2 3.5 0.4 4.7 0.7 6.0 0.9 2030 7.3 2031 7.3 1.2 1.5 Αφορά την κατηγορία αμοιβές τρίτων Το όφελος λαμβάνεται με καθυστέρηση ενός έτους μετά την επένδυση 16 Ανάλυση οφελών: Μείωση λειτουργικού κόστους από διακοπές – επανασυνδέσεις Λογική ποσοτικοποίησης Η εγκατάσταση των έξυπνων μετρητών θα επιτρέψει τη μείωση του αριθμού των επιτόπιων παρεμβάσεων σε μετρητές λόγω αυτοματοποίησης και παρέμβασης εξ αποστάσεως Έτσι, θα επιτραπεί η καλύτερη διαχείριση διακοπών-επανασυνδέσεων λόγω χρέους ή αιτημάτων πελατών Για την αποκόμιση του οφέλους, έχει συμπεριληφθεί στο σχεδιασμό του έξυπνου μετρητή η λειτουργία απομακρυσμένου διακόπτη. Λειτουργία ΔΕΔΔΗΕ • Διακοπές - επανασυνδέσεις λόγω χρέους ΧΤ1 Αναμενόμενη μείωση εξόδου, % Όφελος ανά έξυπνο μετρητή, €/ΕΜ/έτος 85% 0.77 • Διακοπές - επανασυνδέσεις λόγω αιτημάτων ΧΤ1 95% Πλάνο εγκατάστασης, # εκ. έξυπνων μετρητών εκ. € 2021 0.0 2022 0.1 0.0 2023 0.2 0.1 2024 0.4 0.1 2025 2026 2027 2028 2029
25. Όφελος2 0.9 0.4 2.2 0.9 3.5 2.1 4.7 3.4 6.0 4.8 2030 7.3 2031 7.3 6.2 7.6 Αφορά την κατηγορία αμοιβές τρίτων Το όφελος λαμβάνεται με καθυστέρηση ενός έτους μετά την επένδυση 17 Ανάλυση οφελών: Μείωση στις κλοπές μετασχηματιστών και στο αντίστοιχο κόστος αντικατάστασης Περιγραφή   Μέσο κόστος κλοπών Μ/Σ, εκ. € Εκτιμώμενη μείωση κλοπών, % Το διάστημα 2019-2020, ο ΔΕΔΔΗΕ υπέστη ~2,000 κλοπές μετασχηματιστών ανά έτος, οι οποίες επέφεραν ένα κόστος αντικατάστασης ~9 εκ. € ανά έτος Η εγκατάσταση των έξυπνων μετρητών θα επιτρέψει την πιο άμεση επίγνωση συμβάντων στο δίκτυο και κατ’ επέκταση μείωση των κλοπών των μετασχηματιστών 9.3 10% Πλάνο εγκατάστασης, # εκ. έξυπνων μετρητών εκ. € 2021 0.0 0.0 2022 0.1 0.0 2023 0.2 0.0 2024 0.4 0.1 2025 2026 2027 2028 2029
26. Όφελος1 0.9 0.1 2.2 0.3 3.5 0.6 4.7 0.8 6.0 1.0 2030 7.3 1.2 2031 7.3 1.3 Το όφελος λαμβάνεται με καθυστέρηση ενός έτους μετά την επένδυση 18 Η ανάλυση έγινε σε δύο επίπεδα, αρχικά λαμβάνοντας υπόψη τις δαπάνες CapEx και OpEx όπως πραγματοποιούνται από την πλευρά του Διαχειριστή… CAPEX, εκ. € Παραδοχές ΕΜ Ενσωμάτωση κόστους κατά το έτος δαπάνης για τον Διαχειριστή, με στόχο την αποτύπωση του χρηματοοικονομικού αποτελέσματος του έργου στην εταιρεία, κατ’ αντιστοιχία με το κόστος IHD, το οποίο προμηθεύονται απευθείας οι χρήστες του Δικτύου. Σημειώνεται ότι οι δαπάνες έχουν συμπεριλάβει κατά την εκτίμηση τους τον εκτιμώμενο πληθωρισμό έως το 2036, βάσει πρόσφατων εκτιμήσεων του ΕΛΣΤΑΤ/ΕΕ/IMF
27. Κοινωνικο-οικονομικό προεξόφλητικό επιτόκιο (ΕDR,%) 4.0%, 2021 - 45 Αντιστοιχεί σε κοινωνικοοικονομικό επιτόκιο, κατ' αντιστοιχία με προτεινόμενο επιτόκιο ευρωπαϊκών οδηγών σύνταξης μελετών ΚόστουςΟφέλους1,3 Συστήματα Κεφαλαιοποίηση μισθοδοσίας 195 195 190 191 189 160 160 160 160 158 3 29 2 8 24 2 2 2 3 3 4 5 0 5 26 27 28 29 30 2031 33 34 30 2031 Λογισμικό ως υπηρεσία 113 40 0 3 11 0 1 22 23 24 25 0 2021 30 7 0 1 1 0 26 66 10 9 0 1 7 Οι κύριες επενδύσεις πραγματοποιούνται στο διάστημα 2021-2030, όπου θα υλοποιηθεί το σύστημα έξυπνης μέτρησης, με την προμήθεια και εγκατάσταση μετρητών2 και συστημάτων, συνολικού κόστους 1.16 δις €. 16 24 24 24 5 0 0 Επιπρόσθετα λαμβάνονται υπόψη οι δαπάνες που αφορούν στη διαχείριση των συστημάτων υπό τη μορφή SaaS. OPEX, εκ. € 2 3 3 4 6 2021 22 23 24 25 18 12 26 28 22 27 28 9 10 29 In-Home-Display (IHD), εκ. € 0 0 0 1 1 2022 23 24 25 26 3 27 5 28 7 29 30 31 8 32 6 33 4 34 2 2035

(1)2021: 1.22%, 2022: 9.65%, 2023: 3.46%, 2024: 2.80%, 2025: 2.20%, 2026:2.0%, 2027-2028:1.90%, 2029-2030:1.80%, 2031:1.7%, >2032: 1.00%,

(2)Αντικατάσταση μετρητή και κυτίου για 40% των παροχών 1Φ και 3Φ No.1-No.3, και 100% για παροχές 3Φ No.4,

(3)τιμή 2020 Οι λειτουργικές δαπάνες αφορούν κυρίως στη μισθοδοσία προσωπικού και τα έξοδα του λογισμού ως υπηρεσία Εκτίμηση εγκατάστασης IHD, αξίας 40 €/συσκευή3, για το 15% των νέων μετρητών, και σε βάθος 5ετίας μετά την εγκατάσταση του έξυπνου μετρητή λόγω εκτίμησης για εκτεταμένη χρήση σχετικών εφαρμογών μέσω φορητών συσκευών. 19 … με καθαρό προεξοφλημένο όφελος 1.283 εκ. € Συνολικό όφελος, εκ. € Συνολικό κόστος, εκ. € Εξοικονόμηση ενέργειας Μείωση μη τεχνικών απωλειών Μετατόπιση μέγιστου φορτίου Μείωση κόστους καταμέτρησης Μείωση κόστους εντοπισμού μη-τεχνικών απωλειών Μείωση κόστους από διακοπές – επανασυνδέσεις Μείωση στις κλοπές μετασχηματιστών 2021 Κόστος IHD 0 4 4 2022 00 0 0 10 10 2023 001 2 13 0 44 0 45 2025 00116 13 120 2026 0122 14 31 34 2028 131811 2029 1511118 2030 614 27 11 2031 8 17 36 11 125 85 307 39 Σύνολο4: 1.825 εκ.€ Σύνολο4: 3.508 εκ.€ 2021 -4 -9 2022 -9 -11 2023 -11 -4 2024 1 209 213 3 216 212 5 217 218 7 226 222 9 231 10 49 Βάσει ευρωπαϊκών οδηγιών κατάρτισης μελετών Κόστους-Οφέλους Προεξοφλητικό επιτόκιο Ως FV θεωρείται η περίοδος 2032-2045 Θεωρείται η περίοδος έως το 2045 Σύνολο4: 1.283 εκ.€ -91 2026 -142 -178 2027 -142 2028 -92 2029 -45 2030 12 257 2031 FV3 1. 2. 3. 4. 4.0%1 -36 2025 -108 207 243 149 FCFn ൗ(1 + DR)n Economic Discount rate2 (EDRreal, pre-tax) 1 120 181 116 NPVn = -40 75 57 (Συνολικό όφελος – Συνολικό κόστος) 13 2024 002 5 2027 12056 ΚΠΑ, εκ. € Δαπάνες ΔΕΔΔΗΕ Σύνολο4: 5.333 εκ.€ 0 0 0 Η υλοποίηση του έργου θα οδηγήσει σε συνολικά οφέλη ύψους 674 εκ. € έως το έτος ολοκλήρωσης του έργου

(2030)ενώ τα ετήσια οφέλη μετά το 2030 φτάνουν κατά μέσο όρο 311 εκ. €/ έτος. Καθαρό όφελος, εκ. € -107 -66 -30 7 154 1,618 20 Στη συνέχεια θεωρήθηκε το κόστος του έργου από την πλευρά των καταναλωτών … Παραδοχές Απαιτούμενο Έσοδο, εκ. € Ενσωμάτωση κόστους κατά το έτος μετακύλισης του σε καταναλωτές. 173 Συνεπώς, οι κεφαλαιουχικές δαπάνες (CapEx) εμφανίζονται ως αποσβέσεις και αποδόσεις του Απαιτούμενου Εσόδου, ενώ οι λειτουργικές δαπάνες τιμολογούνται στο χρόνο δαπάνης τους. 143 113 18 Αντίστοιχα συνυπολογίζεται το κόστος IHD, που προμηθεύονται απευθείας οι χρήστες του Δικτύου. Σημειώνεται ότι όλες οι δαπάνες υπολογίζονται σε πληθωρισμένες τιμές Κοινωνικο-οικονομικό προεξόφλητικό επιτόκιο (ΕDR,%) 4.0%, 2021 - 45 Αντιστοιχεί σε κοινωνικοοικονομικό επιτόκιο, κατ' αντιστοιχία με προτεινόμενο επιτόκιο ευρωπαϊκών οδηγών σύνταξης μελετών ΚόστουςΟφέλους1,3

4. 52 12 3 2 0 0 3 3 0 0 5 3 1 1 9 4 3 3 24 6 9 9 2021 22 23 24 25 20 26 176 34 33 34 171 34 166 35 Αποσβέσεις 160 35 28 79 73 22 84 OpEx 181 79 155 149 35 143 36 36 Αποδόσεις 135 123 35 34 80 59 80 80 30 80 79 46 79 77 33 33 20 27 45 28 56 29 30 78 24 72 63 31 32 57 33 51 34 46 35 56 18 60 68 66 102 46 40 34 36 29 37 38 5 21 2 13 6 1 6 43 44 2045 34 23 17 12 8 39 40 41 42 35 12 Η απεικόνιση του κόστους αποκλειστικά από τη σκοπιά των καταναλωτών και της αγοράς αποτυπώνει πλήρως την επίδραση του έργου στο εθνικό ενεργειακό οικοσύστημα, ενώ αντιστοιχεί με τις προβλέψεις του ρυθμιστικού πλαισίου αναφορικά με το τρόπο κατάρτισης των μελετών Κόστους-Οφέλους
5. In-Home-Display (IHD), εκ. € 0 0 0 1 1 2022 23 24 25 26 3 27 5 28 7 29 9 30 10 31 8 32 6 33 4 34 2 2035 Εκτίμηση εγκατάστασης IHD, αξίας 40 €/συσκευή, για το 15% των νέων μετρητών, και σε βάθος 5ετίας μετά την εγκατάσταση του έξυπνου μετρητή λόγω εκτίμησης για εκτεταμένη χρήση σχετικών εφαρμογών μέσω φορητών συσκευών. 3rd ENTSO-E Guideline for Cost, Benefit Analysis of Grid Development, Projects Draft version 28 January 2020, προσαρμοσμένο σε ονομαστικούς όρους Άρθρο 17, απόφ. ΡΑΕ υπ’ αριθ. 1431/2020 Το προεξοφλητικό επιτόκιο που συστήνεται είναι σε πραγματικές τιμές, και δεδομένου ότι κόστη και μέρος των ωφελειών λαμβάνουν υπόψη τον πληθωρισμό, γίνεται μετατροπή του επιτοκίου σε ονομαστικές τιμές, καταλήγοντας σε ονομαστικό επιτόκιο ~6.0% από το 2026 και μετά Εκκαθάριση πληθωρισμού ΡΠΔ για CapEx 21 … με το καθαρό προεξοφλημένο όφελος να ανέρχεται σε 1.142 εκ. € Συνολικό όφελος, εκ. € Συνολικό κόστος, εκ. € Εξοικονόμηση ενέργειας Επιτρεπόμενο Έσοδο Μείωση μη τεχνικών απωλειών Κόστος IHD Καθαρό όφελος, εκ. € ΚΠΑ, εκ. € (Συνολικό όφελος – Συνολικό κόστος) NPVn = Μετατόπιση μέγιστου φορτίου FCFn ൗ(1 + EDR)n Economic Discount rate2 (EDRreal, pre-tax) Μείωση κόστους καταμέτρησης 4.0%1 Μείωση κόστους εντοπισμού μη-τεχνικών απωλειών Μείωση κόστους από διακοπές – επανασυνδέσεις Μείωση στις κλοπές μετασχηματιστών Σύνολο4: 5.333 εκ.€ 2021 00 0 3 0 2022 0 0 0 3 2023 01 2 0 5 2024 002 5 9 2025 00116 13 24 2026 0122 14 31 2027 12056 34 2028 131811 2029 1511118 2030 614 27 11 2031 8 17 36 11
9. Σύνολο4: 2.502 εκ.€ 3 0 0 0 57 85 2022 -3 5 -3 2023 -3 10 -5 2024 -4 2025 -10 1 25 -12 147 116 243 149 307 2027 -15 5 121 2028 3 7 155 177 9 186 186 10 196 Βάσει ευρωπαϊκών οδηγιών κατάρτισης μελετών Κόστους-Οφέλους Κοινωνικοοικονομικό προεξοφλητικό επιτόκιο, προσαρμογή του 4% σε ονομαστικούς όρους Ως FV θεωρείται η περίοδος 2032-2045 Θεωρείται η περίοδος έως το 2045 Σύνολο4 1.142 εκ.€ 2026 -19 -24 3 89 116 181 -2 -3 86 125 2021 3 54 1 55 75 Σύνολο4: 2.773 εκ.€ -2 2029 26 2030 56 110 2031 FV3 -11 2 18 36 66 1,073 22 Επισημαίνεται ότι η εκτίμηση του οφέλους είναι συντηρητική, ενώ δύναται να ανέλθει έως και 1.6 δις € Αύξηση καθαρού οφέλους (εκ. €) – ονομαστική αξία Αύξηση καθαρού οφέλους (εκ. €) – παρούσα αξία Καθαρό όφελος, σύνολο (εκ. €) – παρούσα αξία 339 158 1.441 339 158 1.299 177 115 1.398 250 130 1.271 515 274 1.556 589 288 1.429 Σενάριο 1 Αύξηση τιμής ενέργειας 10 €/MWh Στο παρόν σενάριο αξιολογείται η επίπτωση αύξησης του κόστους ενέργειας στα οφέλη του έργου (μείωση κατανάλωσης και μείωση μητεχνικών απωλειών) κατά 10 €/ΜWh σε σχέση με το σενάριο βάσης της μελέτης (113 €/ΜWh), για τον ορίζοντα ανάλυσης. Σενάριο 2 Μείωση κόστους ΔΕΔΔΗΕ 10% με ολοκλήρωση διαγωνιστικών διαδικασιών Ο προϋπολογισμός του έργου, ως συμπεριελήφθη στη μελέτη κόστουςοφέλους, βασίζεται σε αρχικές εκτιμήσεις του Διαχειριστή, χωρίς συμπερίληψη εκπτώσεων στη προμήθεια υλικών (έξυπνοι μετρητές, συστήματα) και υπηρεσιών (τηλεπικοινωνιακά κόστη, SaaS). Σενάριο 3 Στο παρόν σενάριο αξιολογείται η επίπτωση της μείωσης του κόστους του έργου (εκτός κόστους IHD) κατά 10% (-210 εκ.€).
11. Αύξηση τιμής ενέργειας 10 €/MWh και μείωση κόστους ΔΕΔΔΗΕ 10% Συνδυασμός της επίπτωσης των σεναρίων 1 και 2 στα οφέλη του έργου. Δελτίο Μεσοσταθμικής Τιμής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα 2022-2023- ΑΔΜΗΕ Lessons from the energy price crisis, Pantelis Capros Από τη σκοπιά του Διαχειριστή Από τη σκοπιά του καταναλωτή 23 Μη ποσοτικοποιημένα οφέλη (1/2) Κατηγορία Όφελος Λειτουργικό κόστος μετρήσεων του Διαχειριστή Μείωση κόστους αξιολόγησης και διόρθωσης μετρήσεων λόγω αυτοματοποίησης διαδικασίας Λοιπά στοιχεία λειτουργικού κόστους του Διαχειριστή και των Προμηθευτών Βελτίωση επιχειρησιακών λειτουργιών (π.χ., τιμολόγηση, κλήσεις call center) Μείωση κόστους εντοπισμού μη-τεχνικών απωλειών μέσω αναγνώρισης απωλειών από μοτίβα κατανάλωσης Απομακρυσμένη παρέμβαση στους μετρητές για ρύθμιση ορίων ισχύος και ρεύματος Διάγνωση διακοπών και χαλασμένων μετρητών, οδηγώντας σε ταχύτερη αποστολή ομάδας πεδίου και κατά επέκταση μείωση SAIDI/SAIFI Βελτίωση ποιότητας εξυπηρέτησης πελατών, οδηγώντας σε μείωση αποζημιώσεων προς τους πελάτες Μέτρηση κόστους βλαβών εξοπλισμού Μείωση τεχνικών απωλειών Μείωση λειτουργικού κόστους προμηθευτών, λόγω μείωση κλήσεων σχετικές με την τιμολόγηση και χρέη καταναλωτών, όπως και με την αλλαγή προμηθευτών Συντήρηση και επέκταση δικτύου και μονάδων παραγωγής ενέργειας Βελτίωση συντήρησης παγίων και σχεδιασμού επενδύσεων χρησιμοποιώντας τα δεδομένα έξυπνων μετρητών Εξοικονόμηση κόστους λόγω αποφυγής αντικατάστασης συμβατικών μετρητών Δυνατότητα αύξησης ΑΠΕ στο σύστημα, επέκτασης ηλεκτροκίνησης καθώς και υλοποίησης προγραμμάτων Demand Side Management Μείωση οριακής τιμής συστήματος και αποφυγή δαπανών για την επέκταση της παραγωγής του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας λόγω μείωσης συνολικής κατανάλωσης και μετατόπισης φορτίου 24 Μη ποσοτικοποιημένα οφέλη (2/2) Κατηγορία Όφελος Δυνατότητα διαφοροποιημένων χρεώσεων Δυνατότητα εισαγωγής διαφοροποιημένων χρεώσεων, οδηγώντας σε μείωση συνολικής κατανάλωσης Λήψη στρατηγικών αποφάσεων Βελτιωμένη ποιότητα δεδομένων για την κατανάλωσης ενέργειας στο Δίκτυο Δυνατότητα εισαγωγής διαφοροποιημένων χρεώσεων για οχήματα τύπου EV (π.χ., ενθάρρυνση της φόρτισης των οχημάτων τύπου EV το βράδυ) και αυτοπαραγωγών (διακριτή παρακολούθηση έγχυσης και απορρόφησης ενέργειας από Δίκτυο) Δυνατότητα χρησιμοποίησης δεδομένων κατανάλωσης για τη λήψη στρατηγικών αποφάσεων Νέα προϊόντα και υπηρεσίες Χρησιμοποίηση τηλεπικοινωνιακών υποδομών (π.χ., Παροχή backbone υποδομών / υπηρεσιών σε εταιρίες τηλεπικοινωνιών ή λοιπές εταιρίες) Πώληση έξυπνων οικιακών συσκευών Παροχή ολοκληρωμένων λύσεων φωτοβολταϊκών (φωτοβολταϊκά, μπαταρίες, εγκατάσταση, χρηματοδότηση, κλπ.) Παροχή λύσεων «έξυπνης θέρμανσης» (π.χ., Υπηρεσίες διαφοροποιημένων χρεώσεων για θέρμανση, δανεισμός έξυπνων boiler, κλπ.) Παροχή συμβουλευτικών υπηρεσιών ενέργειας (π.χ., εντοπισμό απωλειών ηλεκτρισμού και ενέργειας) Περιβαλλοντικά οφέλη Μείωση εκπομπών CO2 και λοιπών ρυπογόνων λόγω συνολικής χαμηλότερης κατανάλωσης ενέργειας, χαμηλότερων απωλειών, δυνατότητα αύξησης ΑΠΕ στο σύστημα ενέργειας, χαμηλότερη ανάγκη για μετακινήσεις για επιτόπιους χειρισμούς από το ΔΕΔΔΗΕ, κ.α. 25 Παρουσίαση έργου Μελέτη Κόστους - Οφέλους Μελέτη κόστους οφέλους Οικονομικά & επιχειρησιακά στοιχεία έργου 26 Ο Διαχειριστής προχώρησε σε αναθεώρηση του αρχικού σχεδιασμού του, αποσκοπώντας στη προμήθεια ολοκληρωμένης τεχνολογικής λύσης Ετήσιο πρόγραμμα αντικαταστάσεων (χιλ.) Α) Πρόγραμμα εγκαταστάσεων υπό σχεδιασμό (εκ. μετρητές αθροιστικά) 7.29 ▪ Υφιστάμενα, ο ΔΕΔΔΗΕ έχει συμβασιοποιήσει ή βρίσκεται σε διαγωνιστικές διαδικασίες για αρχικά 0.5 εκ. έξυπνων μετρητών για την αντικατάσταση συμβατικών. 6.03 ▪ Ωστόσο για την αντικατάσταση του συνόλου των συμβατικών μετρητών στη χαμηλή τάση απαιτείται και πρόσθετη προμήθεια 7.1 εκ. μετρητών έως το 2030 στα πλαίσια του προγράμματος αντικατάστασης υπό σχεδιασμό για την οποία έχει ξεκινήσει η διαγωνιστική διαδικασία. 4.75 3.47 2.19 0.01 0.07 0.16 0.38 2021 2022 2023 2024 B) Σύγκριση με υφιστάμενο ΣΑΔ (εκ. μετρητές) 0.91 2025 2026 2027 2028 1.3 0.0 4 0.0 0.1 0.1 0.1 2021 2022 2023 +28% +40% 1.3 1.3 Νέο ΣΑΔ 1.1 0.5 2030 Yφισταμενο Σχέδιο Ανάπτυξης Δικτύου +16% 0.4 2029 1.1 1.3 1.1 1.3 1.1 1.0 0.9 0.5 0.2 2024 2025 2026 2027 2028 2029 ▪ Κύρια διαφορά της νέας στρατηγικής προμηθειών αποτελεί η συμβασιοποίηση του συνόλου των μετρητών και των απαραίτητων συστημάτων του οικοσυστήματος έξυπνης μέτρησης (HES & MDM), μέσω πλαισιακού διαγωνισμού, εξασφαλίζοντας ενιαίο οικοσύστημα και την προμήθεια του συνόλου των μετρητών, επιτρέποντας παράλληλα τεχνολογικές βελτιώσεις και μείωση κόστους κατά το χρόνο υλοποίησης του έργου (έως 2030). ▪ Σημειώνεται πως δεν έχουν ληφθεί υπόψη οι ανάγκες για 150 χιλ. μετρητές προς εγκατάσταση στους μετασχηματιστές του δικτύου. 2030 27 Η εκτίμηση του προϋπολογισμού συνεκτίμησε τόσο τις συνθήκες της αγοράς … Ενδογενείς & Εξωγενείς Παράγοντες Αντίκτυπος Ανάγκη διασφάλισης Επιχειρησιακής Συνέχειας Συνεχής Υποστήριξη & Συνεργασία σε όλη τη διάρκεια ζωής της Λύσης Προηγμένης Μετρητικής Υποδομής Μετασχηματισμός Αγοράς Ενέργειας (ανάγκη βελτιστοποίηση δικτύου & παρεχόμενων υπηρεσιών) Αναβαθμισμένες Απαιτήσεις Λειτουργικότητας Λύσης Προηγμένης Μετρητικής Υποδομής Ανάγκη Βιωσιμότητας Έξυπνων Μετρητών (χρόνος ζωής) Αυστηροποίηση Τεχνικών Προδιαγραφών Ενεργειακή Κρίση & Έλλειψη Ημιαγωγών Αύξηση Τιμών Πρώτων Υλών για την κατασκευή των έξυπνων μετρητών Ανάλυση Προϋπολογισμού έργου (€ εκ.) ✓ Η διαγωνιστική διαδικασία έχει σχεδιαστεί με τέτοιο τρόπο ώστε να επιτυγχάνεται η συνεχής βελτίωση του συνδυασμού ποιότητας – τιμής (βλ. διαπραγματεύσεις, mini – tenders, συνεχής βελτίωση), έως και την Σύνολο € 1.132 εκ. 19 (2%) 51 154 (4%) (14%) Προμήθεια & Εγκατάσταση Μετρητών Συστήματα ολοκλήρωση του συνολικού προγράμματος εγκατάστασης των έξυπνων μετρητών 909 (80%) Κεφαλαιοποιούμενες Δαπάνες Λογισμικό ως Υπηρεσία (έως το 2032) 28 … όσο και την ανάγκη διασφάλισης της πληρότητας του οικοσυστήματος έξυπνης μέτρησης και των αναγκαίων λειτουργικοτήτων του Κεφαλαιουχικές Δαπάνες (€ εκ.) 195.0 1% 15% 2% 195.3 2% 12% 4% 190.0 2% 13% 1% 190.9 2% 13% 1% 189.0 3% 12% 1% 82% 82% 84% 84% 84% 113.4 1% 14% 27% 10.1 0% 90% 1.3 0% 6.8 0% 0% 10% 0%3% 97% 0%36% 64% 40.4 28%0% 2021 2024 2022 2023 7% 59% 65% 2025 2026 2027 Προμήθεια & εγκατάσταση έξυπνων μετρητών Κεφαλαιοποίηση μισθοδοσίας Συστήματα (HES & MDMS) Λογισμικό ως υπηρεσία 2028 2029 2030 Λειτουργικές Δαπάνες (€ εκ.) 33.0 27.5 17.7 22.0 2.4 2.7 3.0 4.1 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 ▪ Το κόστος εγκατάστασης των έξυπνων μετρητών εκτιμάται βάσει των υφιστάμενων διαγωνιστικών διαδικασιών για εργολαβίες εγκατάστασης. ▪ Η ανάγκη συλλογής, αποθήκευσης και διαχείρισης μετρητικών δεδομένων 7.5 εκ. μετρητικών σημείων απαιτεί την προμήθεια τουλάχιστον 3 Head-End συστημάτων (HES), δεδομένου ότι κάθε HES με P2P μετρητικά σημεία υποστηρίζει ~ 2.5 έως 3 εκ. μετρητικά σημεία, βάσει της διεθνούς εμπειρίας. ▪ Ο Διαχειριστής, θέτοντας ως προτεραιότητα την προμήθεια ολοκληρωμένης τεχνολογικής λύσης για το σύστημα ευφυούς μέτρησης, ενέταξε το Metering Data Management σύστημα (MDMS) στο έργο, αυξάνοντας το κόστος επένδυσης. ▪ Η υιοθέτηση λύσης NB-IoT για την επικοινωνία των μετρητών με το κέντρο τηλεμέτρησης εκτιμάται ότι θα οδηγήσει σε κόστος €2.0 ανά μετρητή ετησιως. 12.4 6.3 ▪ Οι αυξημένες λειτουργικότητες των νέων τεχνικών προδιαγραφών, σε αντιστοιχία με τις απαιτήσεις της οδηγίας ΕΕ 2019/944 και τις αναδυόμενες ανάγκες της αγοράς ενέργειας και των καταναλωτών, οδηγεί σε αύξηση του προϋπολογιζόμενου κόστους προμήθειας των έξυπνων μετρητών. 2028 2029 2030 29 Για το σκοπό αυτό, ο ΔΕΔΔΗΕ αναδιαμόρφωσε πλήρως τη στρατηγική του, διευρύνοντας σημαντικά τις δυνατότητες των έξυπνων μετρητών … Έξυπνοι Μετρητές Θύρα H1 • Επικοινωνία πραγματικού/ σχεδόν πραγματικού χρόνου του μετρητή με συσκευές IHD (Ιn-home displays) του καταναλωτή και μέσω HAN με συστήματα CEMS (Customer Energy Management Systems) Ασφάλεια και Προστασία Δεδομένων • Αναβαθμισμένοι μηχανισμοί ασφάλειας και προστασίας δεδομένων – Συμβατότητα με DLMS Security Suite 0/1 (κρυπτογραφημένη μετάδοση δεδομένων) Εντοπισμός μη Τεχνικών Απωλειών • Αναβαθμισμένη λειτουργικότητα εντοπισμού συμβάντων παραβίασης (παραμετρική τιμή συναγερμού υπέρβασης μαγνητικού πεδίου, παρακολούθηση σφαλμάτων προς την γείωση, μετρήσεις ποιότητας) Last Gasp & First Breath • Διαχείριση βλαβών μέσω αποστολής μηνυμάτων last gasp και first breath. Παραμετροποίηση χρόνου αποστολής αυτών. Ποιότητα Ενέργειας • Αναβαθμισμένη λειτουργικότητα παρακολούθησης στοιχείων ποιότητας ενέργειας (π.χ. πτώση ουδετέρου, διαταραχή αρμονικών, συντελεστής ισχύος) και διαμόρφωση αντιστοίχων προφίλ ποιότητας. Προτεραιοποίηση αποστολής (“push”) συμβάντων ποιότητας στο σύστημα HES. Διαχείριση Φορτίου • Αναβαθμισμένη λειτουργικότητα διαχείρισης φορτίου π.χ. παραμετρικός καθορισμός ορίων ρεύματος και ισχύος, διακοπή σε πτώση ουδετέρου, προγραμματισμός χρόνου διακοπής/ σύνδεσης Θύρα H2 • Επικοινωνία μέσω πρωτοκόλλου Wireless-MBus με μετρητές άλλων παρόχων δικτύων κοινής ωφέλειας (multi-utility) π.χ. ύδρευσης, αερίου 30 … και ενέταξε όλα τα απαραίτητα συστήματα και τεχνολογίες, ώστε να εξασφαλίσει την λειτουργία και επεκτασιμότητα του οικοσυστήματος … Τεχνολογίες Επικοινωνιών και Συστημάτων Τεχνολογίες Επικοινωνιών • Διασύνδεση μετρητών με Συστήματα Συλλογής Δεδομένων μέσω σύγχρονων τεχνολογιών επικοινωνίας ΝΒ-ΙοΤ / LTE-M • Yψηλή διεισδυτικότητα σήματος ΝΒ-ΙοΤ σε δύσκολα σημεία π.χ. υπόγεια. Eναλλακτικά μετάβαση σε LTE-M για εφαρμογές με υψηλότερες απαιτήσεις σε ταχύτητα διασύνδεσης π.χ. αναβάθμιση firmware, μελλοντικές εφαρμογές έξυπνου δικτύου • Τερματισμός λειτουργίας δικτύων 2G/3G από τηλεπικοινωνιακούς παρόχους. Μη εξασφαλισμένη παροχή υπηρεσιών 2G/3G μετά το
12. • Μετρητής με κάρτα eUICC SIM για δυνατότητα αλλαγής τηλεπικοινωνιακού παρόχου κατά την διάρκεια της χρήσης του Συστήματα Head End • Αρχιτεκτονική τριών

(3)Συστημάτων Συλλογής Δεδομένων (Ηead End) από τους αντίστοιχους κατασκευαστές των μετρητών o Επιτρέπει πλήρη εκμετάλλευση των δυνατοτήτων των έξυπνων μετρητών (μετρητής προ-ολοκληρωμένος με το HES από τον κατασκευαστή, αποφυγή custom υλοποιήσεων διασύνδεσης/ αναβαθμίσεων, ελαχιστοποίηση δοκιμών και ταχεία εγκατάσταση στο πεδίο). o Επιτρέπει την διαχείριση του φόρτου των 7,5 εκ. μετρητών με κατανομή τους σε 3 Συστήματα HES. Με τα σημερινά δεδομένα της αγοράς, δεν υπάρχουν συστήματα που να είναι σε θέση να διαχειρίζονται/ υποστηρίζουν αυτόνομα και αποδοτικά αριθμό μετρητών μεγαλύτερο από ~2,5 έως 3 εκ. P2P μετρητών. o Εξασφαλίζει την ανεξαρτησία από μοναδικό προμηθευτή και εγγυάται την βιωσιμότητα της λύσης στο χρόνο. Σύστημα Meter Data Management (MDMS) Υπηρεσίες διασύνδεσης με Συστήματα ΙΤ/ΟΤ ΔΕΔΔΗΕ • Αρχιτεκτονική με κομβικό ρόλο στο Σύστημα Διαχείρισης Μετρητικών Δεδομένων (MDMS) ως το ενιαίο σύστημα επαφής των πληροφοριακών συστημάτων του ΔΕΔΔΗΕ με το οικοσύστημα των έξυπνων μετρητών o Διαχειρίζεται μεγάλο όγκο δεδομένων από 7,5 εκ. μετρητές όπως ενδεικτικά δεδομένα κατανάλωσης και παραγωγής ενέργειας, δεδομένα ποιότητας δικτύου, συμβάντα και εντολές από/ προς τους μετρητές αντίστοιχα. o Παρέχει λειτουργικότητες για την πλήρη και ευέλικτη αξιοποίηση των δεδομένων όπως εφαρμογές προ-τιμολόγησης, υποστήριξη νέων υπηρεσιών ενέργειας και έξυπνου δικτύου (smart grid). • Υπηρεσίες ολοκλήρωσης (integration) με υφιστάμενα και υπό ανάπτυξη Συστήματα ΙΤ/ΟΤ του ΔΕΔΔΗΕ για λειτουργικότητες από άκρο σε άκρο: Σύστημα Διαχείρισης Αιτημάτων Χρηστών και Τιμολόγησης, Distribution Management System (DMS), Outage Management System (OMS), GIS και Data Warehouse. 31 … και να εγγυηθεί την ευέλικτη και ασφαλή διαχείριση των μετρητικών δεδομένων End-to-End και την υποστήριξη μελλοντικών απαιτήσεων της αγοράς και των καταναλωτών Συστήματα ΙΤ (Head End και MDMS) Ολοκληρωμένη Λύση από άκρο σε άκρο  Προκαθορισμένοι και παραμετροποιήσιμοι κανόνες πιστοποίησης και εκτίμησης μετρητικών δεδομένων  Αυτόματη εγγραφή μετρητή (self registration) στα Συστήματα Συλλογής (Head End) και Διαχείρισης Δεδομένων (MDMS)  Εντοπισμός μη-τεχνικών απωλειών π.χ. συμβάντα παραβίασης, ανάλυση δεδομένων ενέργειας σε επίπεδο μετασχηματιστή διανομής / επιμέρους μετρητών για εξαγωγή συμπερασμάτων  Ασφάλεια E2E και διασύνδεση με το Σύστημα Ασφάλειας του ΔΕΔΔΗΕ - (Security Information Event Management system)  Παρακολούθηση SLA συλλογής και επεξεργασίας μετρητικών δεδομένων Δυνατότητα ορισμού “ιδεατών” μετρητικών σημείων (virtual metering points) για υποστήριξη νέων εφαρμογών ενέργειας π.χ. αυτοπαραγωγή - συμψηφισμός (net metering), φόρτιση ηλεκτρικών αυτοκινήτων (EV charging)  Εκτεταμένη λειτουργικότητα αναφορών και dashboards  Oπτικοποίηση αποτύπωσης δεδομένων με χρήση χαρτών   Υποστήριξη ευέλικτων τιμολογιακών πολιτικών/ ζωνών και υπολογισμός στοιχείων προ-τιμολόγησης (billing determinants). Υποστήριξη προγραμμάτων απόκρισης ζήτησης (demand response).  Διαχείριση δεδομένων διακοπών (π.χ. last gasp), εντοπισμός βλαβών δικτύου και αποστολή αιτημάτων αποκατάστασης βλάβης προς συστήματα βλαβοδιαχείρισης  Διαχείριση δεδομένων ποιότητας ενέργειας (power quality)  Υποστήριξη μοντέλου προπληρωμένης τιμολόγησης (“thin” pre-pay model)  Δυνατότητα διαχείρισης μετρητικών δεδομένων από τρίτους παρόχους δικτύων κοινής ωφέλειας π.χ. αέριο, ύδρευση  Εκτεταμένες δυνατότητες ανάλυσης μετρητικών δεδομένων  Δυνατότητες σεναρίων προσομοίωσης ταριφών 32 Υπογείωση Δικτύου & Έργα Αυτοματοποίησης και Βελτίωσης Ευφυίας Περιγραφή και οφέλη έργων Νοέμβριος, 2024 Τα έργα βελτίωσης ανθεκτικότητας περιλαμβάνουν κυρίως υπογείωση εναέριου δικτύου ΧΤ & ΜΤ στην ηπειρωτική χώρα και στα νησιά Έργα βελτίωσης ανθεκτικότητας Δικτύου Υφιστάμενη κατάσταση Δικτύου Ο ΔΕΔΔΗΕ διατηρεί 244 χιλ. χλμ Δικτύου, εκ των οποίων 216 χιλ. χλμ είναι εναέριο και 28 χιλ. χλμ υπόγειο (Δεδομένα Δικτύου 2022) Το Δίκτυο ΔΕΔΔΗΕ παρουσιάζει υψηλές ανάγκες καθαρισμού και συντήρησης (π.χ. κλάδεμα δέντρων) στις δασικές περιοχές Ένα σημαντικό μέρος του Δικτύου σε αστικές περιοχές και περιοχές πολιτισμικού ενδιαφέροντος δεν είναι υπόγειο και οι εναέριες γραμμές δημιουργούν όχληση του περιβάλλοντος χώρου Το συνολικό αντικείμενο που αφορά στις παρεμβάσεις στο Δίκτυο για την βελτίωση της ανθεκτικότητάς του είναι διαχωρισμένο σε δυο διακριτά έργα στο ΣΑΔ 2024-2028: • AN.EEX.21.03 RRF C «Ενίσχυση της ανθεκτικότητας και προστασία του περιβάλλοντος» • ΑΝ.ΕΕΧ.24.01 «Βελτιώσεις για την αύξηση της ανθεκτικότητας του Δικτύου» ΑΝ.ΕΕΧ.24.01 AN.EEX.21.03 RRF C 54 Οι εναέριες γραμμές είναι εκτεθειμένες στις καιρικές συνθήκες και η συχνότερη εμφάνιση ακραίων φαινομένων εντείνει τον κίνδυνο φθορών και αναγκών αντικατάστασης 77 27 25 20 2027 2028 39 Ο ΔΕΔΔΗΕ σχεδιάζει να επεκτείνει το πλάνο της υπογειοποίησης και μετά το 2028 με στόχο: -23 • ~ 5 χιλ. χλμ υπογείου Δικτύου (~3 χιλ. χλμ ΧΤ και ~2 χιλ. χλμ ΜΤ) 2025 -12 2026 Total CapEx Grant 2 Η σταδιακή αντικατάσταση του υφιστάμενου εναερίου δικτύου θα επιφέρει πολλαπλά οφέλη για το Δίκτυο και τον τελικό καταναλωτή Οφέλη από την υλοποίηση του έργου • Αναβάθμιση ανθεκτικότητας και αξιοπιστίας λειτουργίας Δικτύου • Μείωση κόστους λειτουργίας και συντήρησης κυρίως μέσω της σημαντικά μικρότερης συχνότητας εμφάνισης βλαβών/ καταστροφών στα τμήματα του υπόγειου δικτύου • Μείωση τεχνικών απωλειών, διασφαλίζοντας την τήρηση των στόχων μείωσης των απωλειών • Ανανέωση Δικτύου μέσω της αντικατάστασης των τμημάτων του εναερίου Δικτύου με πιο σύγχρονα και ανθεκτικά υλικά • Αισθητική αναβάθμιση αστικών κέντρων, παραδοσιακών οικισμών και προορισμών με υψηλή τουριστική κίνηση • Βελτίωση παρεχόμενης ποιότητας ενέργειας 3 Τα έργα αυτοματοποίησης εκμετάλλευσης και βελτίωσης ευφυίας προετοιμάζουν το Δίκτυο να ανταποκριθεί στις νέες απαιτήσεις της αγοράς Περιγραφή Έργου Συνολικός προϋπολογισμός (σε εκατ. €) Στο έργο περιλαμβάνεται η εγκατάσταση τηλεχειριζόμενου εξοπλισμού (τηλεχειριζόμενων και τηλεποπτευόμενων στοιχείων) τα οποία θα συνδεθούν με τα περιφερειακά ΚΕΔΔ και θα διαχειρίζονται από αυτά. Ειδικότερα: 0.2 • Τηλεχειριζόμενοι διακόπτες φορτίου SF6 (1.275 διακόπτες) και SF6free (άνω των 4.500 διακοπτών) εως 2023 10.4 2024 • Τηλεχειριζόμενοι διακόπτες αυτόματης επαναφοράς (~1.000 διακόπτες με προμήθεια πρώην έργου ΛΕ.ΣΕΕ.19.46) 11.2 • Τηλεχειριζόμενοι διακόπτες απομόνωσης (660 διακόπτες) 26.0 2025 2026 • Τηλεπιτηρούμενοι τριφασικοί πυκνωτές (136 διακόπτες) • Τηλεπιτηρούμενοι ρυθμιστές τάσης (180 μονοφασικοί ρυθμιστές τάσης) 23.7 • Ενδεικτικά διελεύσεως σφάλματος (~1.500 ενδεικτικά) για εγκατάσταση ως το 2026 • Απομακρυσμένες τερματικές μονάδες (RTU) ΥΣ ΜΤ/ΧΤ εσωτερικού χώρου (1.180 RTUs) 33.3 104.8 2027 2028 Total • Απομακρυσμένες τερματικές μονάδες (RTU) ΥΣ ΥΤ/ΜΤ (40 νέα RTU) 4 Η αύξηση του βαθμού τηλεποπτείας και τηλεχειρισμού του Δικτύου παρουσιάζει πολλαπλά οφέλη για το Δίκτυο, τους καταναλωτές και το περιβάλλον Οφέλη για τη λειτουργία και την αξιοπιστία του δικτύου • Ασφαλέστερη και αποτελεσματικότερη λειτουργία του Δικτύου μέσω της βελτίωση της εποπτείας των δικτύων με τη διαθεσιμότητα πληροφοριών από τα συστήματα τηλεποπτείας • Μειωμένοι χρόνοι αποκατάστασης των βλαβών, μέσω τηλεχειρισμών και τηλεποπτείας στο δίκτυο ΜΤ/ Βελτίωση ποιότητας παρεχόμενης ηλεκτρικής ενέργειας • Ταχύτερος και πιο αξιόπιστος υπολογισμός των δεικτών ποιότητας ενέργειας του Δικτύου • Δυνατότητα αντιμετώπισης κρίσιμων καταστάσεων του συστήματος μέσω απόρριψης φορτίων • Βελτίωση των σχημάτων προστασίας του δικτύου • Βελτίωση της ποιότητας τάσης κατά μήκος των δικτύων • Περιορισμός των τεχνικών απωλειών, λόγω καλύτερης διαχείρισης των δικτύων Οφέλη για την απόδοση του δικτύου • Μείωση του λειτουργικού κόστους του ΔΕΔΔΗΕ, λόγω αποτελεσματικότερης αξιοποίησης του υφιστάμενων ανθρωπίνων πόρων (ενδεικτικά, εξάλειψη ανάγκης επιτηρητών στους Υ/Σ ΥΤ/ΜΤ και περιορισμός της απασχόλησης προσωπικού σε επιτόπιους χειρισμούς) • Μείωση της Μη Διανεμόμενης Ενέργειας (ΜΔΕ) λόγω ταχύτερου εντοπισμού βλαβών στο δίκτυο και μείωση των απωλειών • Μείωση της καταπόνησης των στοιχείων δικτύου ΜΤ κατά τη διαδικασία επαναφοράς δικτύου μετά από διακοπή λόγω σφάλματος • Μείωση του κινδύνου ζημιών • Περαιτέρω αξιοποίηση των νέων συστημάτων SCADA, GIS και λοιπών εφαρμογών • Μείωση περιβαλλοντικού αποτυπώματος μέσω της χρήσης πιο φιλικών περιβαλλοντικά τεχνολογιών (π.χ. SF6free) καθώς και της μείωσης των μετακινήσεων λόγω τηλεποπτειας και τηλεχειρισμού 5 Πρόταση στόχων και παραμέτρων για το Κίνητρο Απωλειών κατά τη 2η Ρυθμιστική Περίοδο Νοέμβριος, 2024 Εισαγωγικό σημείωμα Η μείωση των απωλειών του Δικτύου αποτελεί βασικό μέλημα για το ΔΕΔΔΗΕ. Ωστόσο ο μέσος συντελεστής απωλειών Δικτύου αυξήθηκε σταδιακά σε υψηλά επίπεδα τα τελευταία έτη εξαιτίας παραγόντων που δεν είναι στη σφαίρα ελέγχου του Διαχειριστή. Οι μη τεχνικές απώλειες εξακολουθούν, αν και με σημαντικά μειωμένο ρυθμό, να παρουσιάζουν ανοδική τάση, κυρίως λόγω δυσμενών κοινωνικοοικονομικών παραγόντων, όπως η πανδημία covid-19 κατά τα έτη 2020 και 2021, που δυσχέρανε τις υπηρεσίες του ΔΕΔΔΗΕ σχετικά με τον εντοπισμό και αύξησε την ενεργειακή φτώχεια, καθώς και ο πόλεμος στην Ουκρανία, ο οποίος προκάλεσε ενεργειακή κρίση εντείνοντας τα φαινόμενα. Ο μέσος συντελεστής απωλειών Δικτύου για το 2023 ανήλθε σε ποσοστό 11,3636% επί της εγχεόμενης ενέργειας, με βάση την Έκθεση Προσωρινού Υπολογισμού Απωλειών Δικτύου, σύμφωνα με την Απόφαση 1432/

1. Στο πλαίσιο της αναθεώρησης των τιμών των παραμέτρων βάσει των διατάξεων του Κανονισμού για τον μηχανισμό του κινήτρου απωλειών (Απόφαση 1432/2020) ο ΔΕΔΔΗΕ εισηγείται: ➢ Να ληφθεί ως τιμή βάσης η τιμή του μέσου συντελεστή απωλειών σύμφωνα με την Έκθεση Προσωρινού Υπολογισμού Απωλειών Δικτύου για το έτος 2023, καθώς αυτό το έτος κρίνεται πιο αντιπροσωπευτικό. ➢ Αποκλειστικά για τους υπολογισμούς του κινήτρου απωλειών, το ποσοστό απωλειών των ετών της 2ης Ρυθμιστικής Περιόδου Διανομής (ΡΠΔ) να απομειώνεται κατά περίπου 0,14 ποσοστιαίες μονάδες κατ’ έτος βάσει: α) εξαίρεσης απωλειών των Μ/Σ ΜΤ/ΧΤ που εξυπηρετούν αποκλειστικά Φ/Β σταθμούς ΧΤ (περίπου 0,06 ποσοστιαίες μονάδες) β) εξαίρεσης της επίδρασης των ΑΠΕ στις απώλειες των μεικτών γραμμών ΜΤ, όπου η ισχύς των συνδεόμενων ΑΠΕ υπερβαίνει σημαντικά τη ζήτηση (0,08 ποσοστιαίες μονάδες) ➢ Τις τιμές των παραμέτρων του μηχανισμού κινήτρου απωλειών για τη 2η ΡΠΔ σύμφωνα με την παρακάτω ανάλυση 2 Ο ΔΕΔΔΗΕ εκτιμά μείωση απωλειών με μέσο ετήσιο ρυθμό 2,5% ως το 2028 Προτάσεις παραμέτρων μηχανισμού κινήτρου απωλειών 2ης Ρυθμιστικής Περιόδου Προβλεπόμενοι ετήσιοι στόχοι για απώλειες δικτύου 2025 – 2028 -2,5% Απώλειες αναφοράς & Συντελεστής ετήσιας μείωσης Τιμή βάσης απωλειών αναφοράς 11,36% -2,5% 11,08% 10,80% 10,53% 10,27% Λαμβάνοντας υπόψη τις προκλήσεις που αντιμετωπίζει σε αυτήν την προσπάθεια, ο ΔΕΔΔΗΕ θεωρεί ως ρεαλιστικό στόχο τη μείωση των απωλειών με ρυθμό 2,5% ετησίως για την ΡΠΔ 2025-
2. Οι τεχνικές απώλειες εξαιτίας της φύσης τους θα μπορούσαν να μειώνονται έως 0,1 ποσοστιαία 2023 2025 2026 2027 2028 μονάδα κάθε έτος (αντιστοιχεί σε 0,88% έως 0,95% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% επί του ετήσιου ρυθμού μείωσης 2,5%), ενώ το 0,88% 0,90% 0,93% 0,95% υπόλοιπο της επιδιωκόμενης πτώσης του συντελεστή 1,62% 1,60% 1,57% 1,55% απωλειών αναμένεται να προέλθει από τη μείωση των μη τεχνικών απωλειών (κυρίως λόγω μείωσης 2025 2026 2027 2028 Ρυθμός μείωσης τεχνικών απωλειών Ρυθμός μείωσης μη τεχνικών απωλειών των ρευματοκλοπών). Σύμφωνα με την παράγραφο 7.2 της απόφασης ΡΑΑΕΥ 1432/2020, η τιμή βάσης των απωλειών αναφοράς καθορίζεται «βάσει του επιπέδου απωλειών του πλέον πρόσφατου έτους για το οποίο υπάρχουν διαθέσιμα πλήρη και αξιόπιστα δεδομένα (έτος βάσης). Συνήθως αυτό είναι το προτελευταίο ή το τελευταίο έτος της αμέσως προηγούμενης περιόδου». Ο πλέον πρόσφατος υπολογισμός απωλειών είναι βάσει της μελέτης προσωρινού υπολογισμού των απωλειών του
3. Οι προσωρινές απώλειες για το 2023 διαμορφώνονται στο 11,364%. 3 Για τη 2η περίοδο εφαρμογής του κινήτρου απωλειών προτείνονται συμμετρικά όρια πληρωμών & μοναδιαία ρήτρα απωλειών 79,28 €/MWh Προτάσεις παραμέτρων μηχανισμού κινήτρου απωλειών 2ης Ρυθμιστικής Περιόδου Μοναδιαίο κόστος αναφοράς απωλειών LIRref Παράγοντας SF Όρια πληρωμών Κόστος Ενέργειας €/MWh, Ιαν 2024 – Αύγ 2024 114 17 94 17 97 77 Ιαν Φεβ Μοναδιαίο κόστος αναφοράς απωλειών Όρια ετήσιων πληρωμών (εκ. €) 101 17 84 120 17 87 17 70 80 17 63 Μάρ Απρ Μάης Ιούν 113,25 €/MWh 6 -6 103 Παράγοντας ρύθμισης κινήτρου απωλειών Όρια πληρωμών περιόδου (εκ. €) 160 17 151 17 143 134 Ιούλ Αύγ 113,25 Μοναδιαία ρήτρα απωλειών 70% 48 - 48 Το κόστος LIRref προκύπτει ως ο μέσος όρος του κόστους ενέργειας κάθε μήνα του τρέχοντος έτους όπου υπάρχουν διαθέσιμα δεδομένα. Το κόστος ενέργειας περιλαμβάνει την τιμή χονδρεμπορικής και το κόστος ΕΤΜΕΑΡ (χρέωση βάσης 17 €/MWh), βάσει σχετικής ανάλυσης για το κόστος αγορών Η/Ε Ιαν – Αυγ
4. 79,28 €/MWh Προτείνεται διατήρηση του 70%, βάσει του σκεπτικού της Απόφασης 632/2021, που οδηγεί όμως σε σημαντικά υψηλότερο κόστος αποζημίωσης από το ισχύον (56€/ΜWh) λόγω της αύξησης του μοναδιαίου κόστους αναφορών. Προτείνεται να γίνουν συμμετρικά και τα δύο όρια πληρωμών, διατηρώντας τα όρια ετήσιων πληρωμών στο ±6 εκ.€ και θέτοντας αυτά της περιόδου στο ±48 εκ.€, τα οποία σε συνδυασμό με τις πληρωμές της 1ης ΡΠΔ οδηγούν σε σημαντική επιβάρυνση του Διαχειριστή σε περίπτωση αποκλίσεων από τους στόχους . 4 Αναλυτικά στοιχεία για το κόστος των αγορών Η/Ε 2024 Ιανουάριος Φεβρουάριος Μάρτιος Απρίλιος Μάιος Ιούνιος Ιούλιος Αύγουστος Αγορά επόμενης μέρας & ενδοημερήσια αγορά (€/MWh) 94,90 74,19 66,48 58,62 81,27 100,63 139,72 133,97 Αποκλίσεις (€/MWh) -0,03 0,34 0,98 0,11 -0,42 -1,08 -0,38 -3,35 Λογαριασμός Προσαυξήσεων Ισχύος Εξισορρόπησης (€/MWh) 2,14 2,00 3,02 4,37 2,78 3,01 3,47 3,28 Κόστος ΕΤΜΕΑΡ (€/MWh) 17,00 17,00 17,00 17,00 17,00 17,00 17,00 17,00 Σύνολο (€/MWh) 114,02 93,53 87,47 80,09 100,63 119,56 159,81 150,90 5 Μέσες Χρεώσεις Χρήσης Δικτύου Μέσης (ΜΤ) και Χαμηλής (ΧΤ) Τάσης ΕΚΤΙΜΗΣΕΙΣ ΠΕΡΙΟΔΟΥ 2025-2028 Δεκέμβριος 2024 Εισαγωγικό σημείωμα Εντός της 2ης ΡΠΔ (2025-2028) επίκεινται αλλαγές, οι οποίες θα διαφοροποιήσουν σημαντικά την κατανομή των καταναλωτών μεταξύ των κατηγοριών ΧΧΔ και την καμπύλη του φορτίου ζήτησης στο επίπεδο του Δικτύου Διανομής, σε σχέση με τα σημερινά δεδομένα. Ως εκ τούτου, παρατίθεται η εκτίμηση των Μέσων Χρεώσεων Χρήσης Δικτύου (ΧΧΔ) ΜΤ και ΧΤ για τη 2η ΡΠΔ. Οι υπολογισμοί των Μέσων ΧΧΔ ΜΤ και ΧΤ λαμβάνουν υπόψη τις παρακάτω βασικές παραδοχές: • την εισήγηση του ΔΕΔΔΗΕ για το Επιτρεπόμενο Έσοδο 2025 – 2028 που έχει υποβληθεί προς έγκριση στη ΡΑΑΕΥ. • τον επιμερισμό του Επιτρεπόμενου Εσόδου μεταξύ Χρηστών ΜΤ και ΧΤ, σύμφωνα με τα ποσοστά που εγκρίθηκαν με τις υπ’αριθμ. 198/2023 και E-15/2024 Αποφάσεις ΡΑΑΕΥ. • την κατανάλωση ενέργειας των χρηστών ΜΤ και ΧΤ, με βάση τις πλέον πρόσφατες προβλέψεις, λαμβάνοντας υπόψη και τα διαθέσιμα απολογιστικά στοιχεία του έτους
5. Σημείωση: οι τελικές μοναδιαίες ΧΧΔ ανά κατηγορία Εγχειριδίου θα υποβληθούν στην Αρχή, μετά την έγκριση του Επιτρεπόμενου και Απαιτούμενου Εσόδου
6. 2 Το Επιτρεπόμενο Έσοδο επιμερίστηκε κατά 11% στους Πελάτες ΜΤ και κατά 89% σε Πελάτες Δικτύου ΧΤ, σύμφωνα με τις ΧΧΔ 2023 και 2024 ΕΕ 2ης ΡΠΔ, προς έγκριση από ΡΑΑΕΥ € εκ, 2025-2028 (ονομαστικές τιμές) +3,9% Επιμερισμός ΕΕ σε πρωτεύον (40%) και δευτερεύον (60%) € εκ, 2025-2028 (ονομαστικές τιμές)1 1.303 1.288 1.231 1.162 2025 2026 2027 2028 1.231 1.288 1.303 1.162 465 492 515 521 738 773 782 2026 2027 2028 697 Επιτρεπόμενο Έσοδο (ΕΕ) 2025 2026 2027 2028 Ελεγχόμενες λειτουργικές δαπάνες 678,5 687,7 686,2 653,5 Μη ελεγχόμενες λειτουργικές δαπάνες 11,6 12,2 12,1 11,3 Αποσβέσεις 173,6 197,0 222,6 244,4 Επιτρεπόμενη απόδοση κεφαλαίου 311,8 343,6 371,7 395,5 2025 Πρωτεύον Δίκτυο Επιμερισμός ΕΕ σε ΜΤ (11%) και ΧΤ (89%) € εκ, 2025-2028 (ονομαστικές τιμές)2 2,3 6,4 11,4 14,6 Άλλα έσοδα από ρυθμιζόμενες και μη ρυθμιζόμενες δραστηριότητες -16,0 -16,1 -16,3 -16,5 Σύνολο 1.161,7 1.287,7 1.302,8 1.303 142 143 1.095 1.146 1.160 2026 2027 2028 135 128 1.034 2025 1.230,7 1.288 1.231 1.162 Πρόσθετη απόδοση για 'Έργα Μείζονος Σημασίας Δευτερεύον Δίκτυο ΜΤ ΧΤ 1, 2 Τα ποσοστά επιμερισμού του Επιτρεπόμενου Εσόδου σε πρωτεύον και δευτερεύον, όπως και τα ποσοστά επιμερισμού σε ΜΤ και ΧΤ είναι ίδια με τα ποσοστά που έχουν χρησιμοποιηθεί τα προηγούμενα χρόνια (Αποφάσεις ΡΑΑΕΥ 198/2023 και E-15/2024) 3 Εντός της 2ης ΡΠΔ η κατανάλωση ενέργειας των Πελατών ΜΤ εκτιμάται ότι θα αυξηθεί ετησίως κατά 3,3% και των Πελατών ΧΤ κατά 1,8% Προβλέψεις κατανάλωσης ενέργειας TWh, 2025-2028 ΜΤ 2025 Κατανάλωση ενέργειας πελατών ΜΤ 2026 2027 2028 12,5 12,9 13,3 13,3 12,9 12,5 12,1 +3,2% +3,2% +3,4% 12,1 ΧΤ +1,7% +1,7% Κατανάλωση ενέργειας πελατών ΧΤ +1,9% 31,5 32,1 32,6 33,2 32,1 31,5 2025 Σύνολο 33,2 32,6 43,6 44,6 45,5 2026 2027 2028 46,5 Οι προβλέψεις κατανάλωσης ενέργειας για τα έτη 2025 -2028 έχουν λάβει υπόψη τις ως τώρα διαθέσιμες απολογιστικές καταναλώσεις ενέργειας 2024 καθώς και την εκτίμηση των καταναλώσεων ενέργειας για το τέλος του 2024 4 Βάσει των εκτιμήσεων κατανάλωσης και Επιτρεπόμενου Εσόδου για τη 2η ΡΠΔ, οι Μέσες ΧΧΔ ΜΤ & ΧΤ σταθεροποιούνται και μετά το 2027 βαίνουν μειούμενες Μέσες ΧΧΔ ΜΤ και ΧΤ € λεπτά/kWh, 2025-2028 ΜΤ 2025 2026 2027 ΧΤ 2028 +0,6% 1,10 1,08 Μέση ΧΧΔ ΜΤ 1,06 1,08 1,10 1,08 1,08 1,06 +2,1% Μέση ΧΧΔ ΧΤ 3,28 3,41 3,51 3,51 3,49 2027 2028 3,41 3,49 3,28 2025 2026 5