Uusiutuva sähköenergia Lapin maakunnassa. Tilannekatsaus 2026

Tekijä:

Jaakko Etto, DI, lehtori, Uudistuva teollisuus -osaamisryhmä, Lapin ammattikorkeakoulu

Tiivistelmä

Sähkömarkkinat ja sähköntuotannon energialähteet ovat muuttuneet Suomessa voimakkaasti viime vuosikymmeninä. Sähkömarkkinoiden vapautuminen, maiden välisten siirtoyhteyksien vahvistaminen, poliittiset päätökset ja vihreä siirtymä ovat toimineet muutosta ajavina tekijöinä.

Tässä Lapin maakunnan uusiutuvan energian nykytilanteen katsauksessa käsitellään Lapin lisäksi koko Suomen sähkön tuotannon ja sähkön käytön kehittymistä. Raportissa esitellään lyhyesti sähkön eri tuotantomuodot ja niiden osuus Suomen ja Lapin maakunnan sähköntuotannossa. Samoin esitellään sähkön kulutus ja kulutuksen muutokset Suomessa ja Lapin maakunnassa ja Lapin kunnissa.

Sähkön siirto- ja jakeluverkolla on keskeinen rooli sähkön tuotannon ja kulutuksen yhdistäjänä. Sähköverkkoihin on investoitu miljardeja euroja viime vuosikymmeninä, kun sähköntuotantomuodot ja tuotantolaitosten sijainnit ovat muuttuneet energiajärjestelmän murroksen myötä. Nykytilanteen lisäksi on käsitelty tulevaan kehitykseen vaikuttavia tekijöitä.

Raportti on osa AAVE-hanketta, jossa selvitetään vedyn, vihreiden polttoaineiden ja muiden energian tuotannon ja varastointiratkaisujen nykytilaa ja tulevaisuuden teknologioita sekä niiden haasteita ja mahdollisuuksia Lapissa. AAVE-hankkeen toteuttaa Lapin ammattikorkeakoulu ja hanketta rahoittaa Lapin liitto Euroopan aluekehitysrahastosta (EAKR). Kolmivuotinen hanke on alkanut 1.1.2025 ja kestää vuoden 2027 loppuun asti.

---

1.   Johdanto

Sähkön merkitys, tuotanto ja käyttö ovat kasvaneet voimakkaasti Suomessa viimeisen 60 vuoden aikana. Sähkön tuotantotavat ja sähköntuotannon energialähteet ovat muuttuneet Suomessa voimakkaasti viime vuosikymmeninä. Muutokset ovat olleet voimakkaita jo aiemmin, kun ensin sotien jälkeen rakennettiin vesivoimaloita, sitten kasvoi fossiilisten polttoaineiden käyttö, sitten uutena ydinvoima ja tällä vuosituhannella on ratkaisevan roolin saanut uusiutuva energia.

Vielä 1960 luvulla vesivoiman osuus Suomen sähkön tuotannosta oli yli puolet. Voimakkaasti kasvaneeseen sähkön tarpeeseen vastattiin rakentamalla fossiiliseen polttoaineisiin perustuvia höyryvoimalaitoksia erityisesti rannikoille. Seuraavana merkittävänä tuotantomuotona otettiin käyttöön ydinvoima. Tällä vuosituhannella kasvoi uusiutuva energia pääosaan, biopolttoaineiden lisäksi tuulivoima muuttui marginaalisesta tuotantomuodosta toiseksi suurimmaksi sähköenergian tuotantomuodoksi ydinvoiman jälkeen. Aurinkovoima on aloittanut voimakkaan kasvun ja merkitys tulee kasvamaan lähivuosina.

Sähkömarkkinat ja sähköntuotannon energialähteet ovat muuttuneet Suomessa voimakkaasti viime vuosikymmeninä. Sähkönsiirtoverkkoa on vahvistettu miljardien investoinneilla. Sähkömarkkinoiden vapautuminen, maiden välisten siirtoyhteyksien vahvistaminen, poliittiset päätökset ja vihreä siirtymä ovat toimineet muutosta ajavina tekijöinä.

Sähkön siirtoyhteydet ulkomaille ovat olleet aina merkittävässä roolissa, Suomi on ollut pitkään sähkön nettotuoja. Sähköä on tuotettava joka hetki saman verran kuin sitä kulutetaan, joten sähkön käyttö ja verkon häviöt on katettava sähkön tuotannolla kotimaisissa voimalaitoksissa tai sähkön tuonnilla naapurimaista. Tällöin oleellista on rakennettujen sähkönsiirtolinjojen käytettävissä oleva kapasiteetti. Sähkön siirtoyhteydet ulkomaille on toteutettu joko tasasähköyhteyksinä meren pohjassa tai vaihtosähköyhteyksinä Lapin maakunnan alueella Ruotsiin ja Norjaan.

Tässä Lapin maakunnan uusiutuvan energian nykytilanteen katsauksessa käsitellään Lapin lisäksi lyhyesti koko Suomen sähkön tuotannon ja sähkön käytön kehittymistä. Kaikki Suomen maakunnat ovat osa koko Suomen kattavaa sähkön kanta-, alue- ja jakeluverkkoa. Sähkön tuotantotapojen muutos on vaatinut kantaverkon siirtokyvyn kasvattamista ja uusien siirtolinjojen ja sähköasemien rakentamista kantaverkkoon ja uusien sähkövoimaloiden liittämisen kanta- tai alueverkkoihin.

Tämän raportin tavoitteena on kuvata sähkön tuotantotapojen ja energialähteiden nykytilannetta ja lyhyesti, miten muutokset ovat tapahtuneet niin Suomessa kuin erityisesti Lapin maakunnassa viime vuosikymmeninä. Nykytilannekatsauksessa käsitellään myös lyhyesti tulevaisuuden kehityskulun eri skenaarioita ja kehitykseen mahdollisesti vaikuttavia tekijöitä.

Sähkön tuotannon ja kulutuksen kehitystä ja muutoksia esitellään tilastotietojen perusteella. Nykytilanteen ymmärtämiseksi on tunnettava historia ja kehitykseen oleellisesti vaikuttaneita tekijöitä ja tapahtumia, samoin kuin tulevaa kehitystä arvioitaessa, ennakoitaessa tai ennustettaessa. Nykyään eri energia-alan toimijoiden toimesta laaditaan energia-alan skenaarioita, koska sähkön tuotantolaitosten ja sähkö siirtoverkon rakentaminen on pitkäjänteistä jopa kymmenen vuotta kestävää toimintaa siirtolinjan suunnittelun aloittamisesta käyttöönottoon.

Raportti on osa AAVE-hanketta, jossa selvitetään vedyn, vihreiden polttoaineiden ja muiden energian tuotannon ja varastointiratkaisujen nykytilaa ja tulevaisuuden teknologioita sekä niiden haasteita ja mahdollisuuksia Lapissa. AAVE-hankkeen toteuttaa Lapin ammattikorkeakoulu ja hanketta rahoittaa Lapin liitto Euroopan aluekehitysrahastosta (EAKR). Kolmivuotinen hanke on alkanut 1.1.2025 ja kestää vuoden 2027 loppuun asti. Kokonaisbudjetti on 429 453 €, josta EU-rahoitusta on 343 560 €. Lisätietoja hankkeen omilta sivuilta https://aavehanke.fi/ .

2.   Sähköenergian tuotanto Suomessa

2.1 Sähköenergian tuotantomuodot

Suomessa sähköntuotannon energialähteet ovat muuttuneet ratkaisevasti viimeisten reilun kymmenen vuoden aikana. Energialähteiden vaihtuminen ja uusien voimalaitosten käyttöönotto ovat vaikuttaneet voimakkaasti Suomen sähköjärjestelmän toimintaan ja sähkömarkkinoihin. Suomi ei edelleenkään ole omavarainen sähköntuotannossa vaan on sähkön nettotuoja.

Sähköntuotannon energialähteet ja niiden muuttuminen on esitetty kuviossa 1 vuosina 2010–2024. Fossiilisten polttoaineiden, kuten hiilen, öljyn ja maakaasun merkitys sähköntuotannon energialähteenä on kutistunut ja pienenee edelleen. Merkillepantavaa on tuulivoiman osuuden kasvaminen marginaalisesta tuotantomuodosta sähkömarkkinoiden hinnanmuodostuksen ratkaisevaksi tuotantomuodoksi. Aurinkovoiman tuotanto tulee myös lähivuosina kasvamaan merkittävästi, kun pienten aurinkovoimaloiden rinnalle rakennetaan teollisen suuruusluokan aurinkovoimalaitoksia.

Kuvio 1. Sähkön tuotannon energialähteiden muuttuminen ja nettotuonti 2010–2024 (Energiateollisuus 2025a)

Suomessa sähköntuotanto on ollut pitkään usealla eri tuotantomuodolla toteutettua. Vuonna 2024 Suomen sähköntuotanto energialähteittäin jakautui kuvion 2 ja vuonna 2025 kuvion 3 mukaisesti. Kuvissa on esitetty myös nettotuonti, joten kuvaaja esittää Suomessa käytetyn sähkön energialähteet lukuun ottamatta nettotuonnin osuutta. Ydinvoiman osuus sähkön tuotannosta on suurin. Tällä hetkellä uusiutuvan energian tuotantomuodot suuruusjärjestyksessä ovat tuulivoima, vesivoima, biomassa ja aurinkovoima. Biomassa tarkoittaa lähinnä metsäteollisuuden puuainekseen perustuvaa sähköntuotantoa ja pienemmässä määrin yhdistettyä kaukolämmön ja sähkön (chp combined heat and power) tuotantolaitosten sähköntuotantoa.

Kuvio 2. Sähköntuotanto energialähteittäin ja nettotuonti 2024 (Energiateollisuus 2025a)

Kuvio 3. Sähköntuotanto energialähteittäin ja nettotuonti vuosina 2025 ja 2010 (Energiateollisuus 2026a)

Vuoden 2025 lisäksi kuviossa 3 on esitetty vuoden 2010 sähköntuotannon energialähteet ja nettotuonti. Vihreä siirtymä fossiilisista uusiutuvaan energiaan on silmiinpistävä selkeä 15 vuoden ajanjakson aikana. Kivihiili (15,5 %), turve (6,7 %), maakaasu (12,5 %) ovat nykyisin marginaalisia energialähteitä sähköntuotannossa. Ydinvoiman osuus on kasvanut Olkiluodon ydinvoimalan valmistuttua ja tuulivoima on noussut marginaalisesta tuotantomuodosta toiseksi suurimmaksi 26,1 prosenttiin vain 15 vuoden aikana.

Suomen uusiutuvan energian sähköntuotannosta suurin on tuulivoima (27,9 %), seuraavaksi vesivoima (15,6 %), biomassa (11,3 %) ja aurinkovoima (1,2 %), kuvio 4. Näin uusiutuvaa sähköenergiantuotantoa oli 57 % koko sähköntuotannosta vuonna 2025. Näistä tuulivoiman ja aurinkosähkön tuotantokapasiteetti tulee lähivuosina jatkamaan voimakasta kasvua.

Kuvio 4. Hiilidioksidineutraalin sähkön osuus Suomen sähköntuotannosta vuonna 2024 (Energiateollisuus 2026a)

Sähkön tuotantotavat ja tuotannon kehittyminen viimeisen 50 vuoden ajalta, kuvio 5 antaa historiallisen perspektiivin nykytilanteelle eli miten on tultu nykytilanteeseen menneisyydessä tehtyjen päätösten, teknologioiden kehittymisen sekä olosuhteiden ja ajattelun muutosten myötävaikutuksella. Vuonna 1970 sähköntuotanto oli 9,4 TWh vesivoimaa, teollisuuden yhteistuotantoa (chp) 4,9 TWh, kaukolämmön yhteistuotanto (chp) 1,0 TWh ja erillistuotantoa eli lauhdevoimaa 5,9 TWh. Ydinvoiman tuotanto käynnistyi 1977 ja kasvoi pian merkittäväksi sähkön tuotantomuodoksi. (Energiateollisuus 2026b)

Tuulivoiman tuotannossa 0,1 TWh ylitettiin vuonna 2004 ja 1 TWh ylitettiin vuonna 2014. Vastaavat vuosienergiat aurinkosähkön tuotannossa saavutettiin vuosina 2019 ja 2024. Tuulivoiman voimakas kehitys on aiheuttanut perinteisen lauhdevoiman kannattavuuden vaikeudet ja lauhdesähkön tuotanto on laskenut 21 TWh huippuvuodesta 2003 ollen vuonna 2024 enää 1,5 TWh. Suomi on ollut sähkön nettotuoja jo yli 50 vuotta. Sähkön nettotuonti on ollut enimmillään hieman yli 20 TWh ja oli vuonna 2024 3,2 TWh. (Energiateollisuus 2026b)

Kuvio 5. Sähkön tuotanto ja nettotuonti 1970–2023 (Tilastokeskus 2025a)

Kuviossa 6 on esitetty Suomen sähköntuotanto, kasvuvaihe 1960-luvulta alkaen vuosituhannen vaihteen jälkeiseen kasvun taittumiseen. Eri tuotantomuotojen sähköntuotannon kehitystä on kuvattu niitä esittelevissä omissa kappaleissa. Viime vuosien sähköntuotannon kasvu perustuu ydinvoiman ja tuulisähkön voimakkaaseen kasvuun.

Kuvio 6. Sähkön tuotanto 1960–2024 (GWh) (Suomen virallinen tilasto 2026a)

Sähkön tuotannossa pelkät vuosituotannot eivät anna kokonaiskuvaa, sillä sähkön tuotannon ja käytön on oltava joka hetki tasapainossa, muutoin epätasapainossa sähköverkon taajuus laskee tuotantovajeessa ja ylituotannossa taajuus kasvaa. Sähköntuotanto eri tuotantotavoilla vaihtelee joka hetki riippuen sähkön kulutuksesta ja erityisesti säästä riippuvasta uusiutuvan sähkön tuotannosta.

Esimerkki sähköntuotannon vaihteluista kesäaikana on esitetty kuviossa 7, jossa on yhden kesäpäivän sähköntuotannon ja kulutuksen vaihtelu näkyvissä noin 3 min keskimääräisinä tehoina. Kello 13:15 oli ydinvoiman tuotanto 4089 MW, yhteistuotanto (teollisuus) 913 MW, yhteistuotanto (kaukolämpö) 74 MW, muu tuotanto 19 MW, tuulivoima 1357 MW, aurinkovoima 1010 MW ja vesivoima 682 MW. Tuotannon ollessa 8553 MW ja kulutuksen ollessa 8932 MW jää nettotuonniksi 379 MW. Pörssisähkön hinta ilman veroja oli 1,15 c/kWh. (Fingrid 2025a)

Talvipäivästä on esimerkki kuviossa 8, jolloin tuotanto Suomessa on ollut 11234 MW kulutus on ollut 13776 MW. Tuotantovaje täytettiin sähkön tuonnilla. Tuolloin kello 13:24 oli ydinvoiman tuotanto 4230 MW, yhteistuotanto (teollisuus) 1665 MW, yhteistuotanto (kaukolämpö) 2370 MW, muu tuotanto 185 MW, tuulivoima 507 MW, aurinkovoima 298 MW ja vesivoima 1932 MW. Pörssisähkön hinta oli muuttunut varttihinnoitteluksi ja oli ilman veroja 16,88 c/kWh. (Fingrid 2026a)

Kuvio 7. Sähkön tuotanto ja kulutus kesäpäivänä (Fingrid 2025a)

Kuvio 8. Sähkön tuotanto ja kulutus talvipäivänä (Fingrid 2026a)

2.2 Ydinvoima

Suomessa tuotetusta sähköstä noin 40 % (39 % v. 2024) tuotetaan ydinenergialla. Ydinenergia edesauttaa merkittävästi kansallisen energia- ja ilmastostrategian toteutusta, koska se on hiilidioksidineutraalia tuotantoa ja sen käyttö lisää sähkön toimitusvarmuutta. Ydinenergian käytön riskit edellyttävät kattavaa ja intensiivistä sääntelyä ja valvontaa. Näillä varmistetaan ydinenergian käytön turvallisuus ihmisten ja ympäristön kannalta sekä ydinjätteiden asianmukainen käsittely ja loppusijoitus. Lisäksi kansainvälisellä valvonnalla varmistetaan ydinenergian rauhanomainen käyttö ja estetään ydinasetuotannon mahdollisuuksia. Ydinvoiman valvonta perustuu ydinenergialainsäädäntöön, jonka kantava periaate on, että ydinenergian käytön tulee olla yhteiskunnan kokonaisedun mukaista ja turvallista. Suomessa on käytössä viisi ydinreaktoria, kaksi Loviisan ydinvoimalaitoksella ja kolme Olkiluodon ydinvoimalaitoksella. (TEM 2025)

Ydinvoimalaitos on sähköntuotantoon suunniteltu lämpövoimalaitos, jossa lämpö syntyy tavanomaisen polttoaineen palamisen sijasta ydinreaktorissa tapahtuvassa uraaniatomien ytimien halkeamisreaktion eli fission seurauksena. Fissioketjureaktion tuottama lämpö johdetaan jäähdytyskierrolla turbiineihin, jotka muuttavat lämpöenergian liike-energiaksi ja edelleen generaattorin avulla sähköksi. Tehoreaktoreiden tarkoituksena on tuottaa energiaa ja yleisimmät reaktorityypit ovat painevesireaktori ja kiehutusvesireaktori. Nykyisten suurten ydinvoimalaitosten rinnalla kehitetään parhaillaan pienydinvoimalaitoksia. (Säteilyturvakeskus 2025a)

Ydinturvallisuuden varmistaminen perustuu kokemuksen ja tutkimustoiminnan pohjalta muotoutuneisiin yleisiin periaatteisiin. Niiden mukaan turvallisuus varmistetaan syvyyssuuntaisella puolustuksella ja moninkertaisin järjestelyin. Onnettomuudet pyritään estämään hyvällä suunnittelulla, korkealla laadulla ja huolellisella käyttötoiminnalla. Jos häiriö tai onnettomuus kuitenkin sattuu, pyritään se saamaan hallintaan turvallisuusjärjestelmien avulla. Jos tässäkään ei onnistuta, pyritään onnettomuuden ympäristövaikutuksia lieventämään mahdollisimman tehokkaasti. Turvajärjestelmien suunnittelu ja mitoitus perustuu laskennallisiin onnettomuusanalyyseihin ja kokeelliseen tietoon. (Säteilyturvakeskus 2025b)

Loviisan ydinvoimalaitoksella on kaksi yksikköä, molemmat painevesireaktoreita ja teholtaan 507 MW. Loviisa 1 on Suomen ensimmäinen ydinvoimalaitos, jonka käyttöönotto tapahtui 1977 ja Loviisa 2 otettiin käyttöön 1980. (Fortum 2025)

Kuvio 9. Periaatekuva OL1 ja OL2 ydinvoimalaitoksista 2024 (Teollisuuden voima 2025b)

Ydinvoimalaitosyksiköt Olkiluoto 1 ja Olkiluoto 2 (OL1 ja OL2) ovat identtisiä kiehutusvesireaktoreita, kuvio 9. Molempien laitosyksiköiden nykyinen nettosähköteho on 890 MW. OL1-yksikkö alkoi tuottaa ensimmäisen kerran sähköä syyskuussa 1978 ja OL2-yksikkö helmikuussa 1980. TVO modernisoi OL1- ja OL2-laitosyksiköitä systemaattisesti vuosihuolloilla ja modernisointihankkeilla. (Teollisuuden voima 2025a)

Olkiluoto 3 (OL3) -laitosyksikkö on maailman kolmanneksi tehokkain laitosyksikkö. Se aloitti säännöllisen sähköntuotantonsa huhtikuussa 2023. OL3 on EPR-tyyppinen painevesilaitos, jonka nettosähköteho on noin 1 600 megawattia (MW). OL3:ssa on koeteltuun tekniikkaan perustuvaa modernia teknologiaa ja edistyksellisiä uusia turvallisuusominaisuuksia. (Teollisuuden voima 2025c)

Kuvio 10. Ydinvoiman vuosituotanto Suomessa (GWh) (Energiateollisuus 2026b)

Kuviossa 10 on esitetty ydinvoimalaitosten tuottama vuosienergia, jossa vuodesta 1977 vuosituotannon kasvu näkyy Loviisan ja Olkiluodon voimalaitosten yksiköiden valmistumisen myötä. 1990-luvun loppupuolella toteutettiin tehonnostot voimalaitoksiin, jolloin kokonaistuotanto kasvoi yli 20 TWh. Olkiluoto 3 käyttöönotto nosti vuosituotannon uudelle tasolle ja nyt ydinvoiman vuosituotanto on yli 30 TWh.

Kuvio 11. OL2 ydinvoimalaitoksen keskimääräinen sähköteho vuonna 2022 (Teollisuuden Voima 2025a)

Ydinvoimaloissa tuotetaan sähköä kuten muissakin lauhdevoimalaitoksissa, kuumentamalla vettä ja pyörittämällä syntyneellä höyryllä turbiinia ja sähkögeneraattoria. Ydinvoimalan ero muihin lauhdevoimalaitoksiin on se, ettei ydinvoimalasta ei aiheudu kasvihuonekaasupäästöjä, koska mitään ei polteta veden lämmittämiseksi. Ydinvoima on tuotantomuotona jatkuvaa sähköntuotanto, jonka tuotantoteho pyritään pitämään tasaisena voimalaitosten toiminnan ajan huoltoseisokkien välillä. Vuosihuoltojen lisäksi tuotantokatkoksia tai tehonalennuksia voi tapahtua erilaisista vioista tai toimintahäiriöistä johtuen, kuvio 11.

2.3 Vesivoima

Vesivoima on sähköntuotantoteknologia, joka perustuu virtaavan veden energian muuntamiseen sähköenergiaksi. Veteen on sitoutunut potentiaalienergiaa, joka muuntuu liike-energiaksi veden virratessa alaspäin. Liike-energiaa voidaan ottaa talteen turbiinilla, joka pyöriessään pyörittää generaattoriin kytkettyä akselia. Generaattori tuottaa sähköenergiaa, joka syötetään sähköverkkoon. Yläaltaan ja alajuoksun välinen korkeusero, virtaamamäärä ja laitoksen kokonaishyötysuhde määrittävät tuotetun sähköenergian määrän. (Ramboll Finland 2025)

Vesivoimalaitokset jaetaan normaalisti kolmeen eri laitostyyppiin, jotka ovat jokivoimalaitokset, patovoimalaitokset ja pumppuvoimalaitokset. Patovoimalaitoksia kutsutaan myös allaslaitoksiksi. Jokivoimalaitoksella tarkoitetaan vesivoimalaitosta, joka on rakennettu luonnolliseen joenuomaan, ja joka tuottaa sähköä kyseisen joen virtaamasta. Voimalaitos koostuu turbiinigeneraattorista ja padosta, joka erottaa voimalaitoksen ylävirrassa olevan yläaltaan ja laitoksen alajuoksun toisistaan. Yläaltaan vesimassa toimii energiavarastona, ja yläaltaan säännöstelymahdollisuudet yhdessä tulovirtaaman kanssa määrittävät voimalaitoksen operoinnin rajoitukset. (Ramboll Finland 2025)

Kuvio 12. Vesivoimalaitoksen toimintaperiaate, Isohaaran voimalaitos. (Pohjolan Voima 2025a)

Kuviossa 12 on esitetty vesivoimalaitoksen (Isohaara) keskeiset toiminnalliset osat ja toimintaperiaate. Vesivoimalaitoksen sähköteho riippuu virtaamasta ja putouskorkeudesta. Vesivoimaloiden tahtigeneraattoreiden tuottama sähköteho on nopeasti säädettävissä, joten vesivoimalaitokset soveltuvat hyvin sähköntuotannon tasapainotukseen myös äkillisissä muutos- ja häiriötilanteissa. Vesivoiman merkittävimmät ympäristövaikutukset ovat padot ja patoaltaat, vedenkorkeuden säännöstely, vedenpinnan vaihtelun aiheuttama eroosio sekä vaikutukset kalakantoihin ja kalastukseen.

Kuvio 13. Suomen vesivoimaloiden vesivarastojen vaihtelu, vuonna 2025 toteutunut ja ennuste. (Ymparisto.fi 2025)

Vesistöaltaat, kuten järvet, tekojärvet ja voimalaitosten yläaltaat toimivat vesivarastoina. Vesistöjä säännöstelemällä vesivoimalaitosten sähköntuotantoa voidaan siirtää sähkön tarvetta vastaaviin ajankohtiin ja käyttää säätövoimana. Vesialtaat ovat suuria energiavarastoja ja niiden vaikutusta vesivoimalaitosten toiminnassa voidaan verrata suuriin akustoihin. Vesivoiman tuotanto ja veden määrä vesivarastoissa vaihtelee vuosittain ja päivittäin, kuvio 13. Suomen vesivoimaloiden veden virtaus vaihtelee vuosittain sääolosuhteiden vaihtelun seurauksena, kuvio 14.

Kuvio 14. Suomen vesivoimaloiden veden virtaus vuonna 2025 (Ymparisto.fi 2025)

Kuvio 15. Vesivoiman tuotanto eri vuosina 2010–2025 (Energiateollisuus 2026a)

Suomessa vesivoimalla tuotetun sähköenergian luonnollinen vuosittainen vaihtelu on esitetty 16 vuoden ajalta kuviossa 15. Pidemmällä aikavälillä vuodesta 1960 alkaen vuosittain tuotetun vesivoiman kehitys on nähtävissä kuviossa 16. Vesivoiman tuotantokapasiteettia ovat kasvattaneet uudet vesivoimalaitokset ja vanhojen vesivoimalaitosten peruskorjaukset. Vesivuosien erilaisuus on nähtävissä selvästi vesivoimaloiden vuosittaisen sähköenergian tuotannossa.

Kuvio 16. Vesivoiman tuotanto vuosina 1960–2024 (GWh) (Suomen virallinen tilasto 2026a)

2.4 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto

Sähkön ja lämmön yhteistuotannossa polttoaineen energiasisältö saadaan talteen kaikkein energiatehokkaimmin. Sähkö ja lämpö tuotetaan polttamalla kiinteää, nestemäistä tai kaasumaista polttoainetta. Polttoaine voi olla bioenergiaa, jätettä tai fossiilista. Yhteistuotantolaitoksissa (chp) tuotetaan sähköä ja lämpöä (höyryä ja kuumaa vettä).

Kaukolämmön yhteistuotannossa tuotetaan kaukolämpöä paikalliseen kaukolämpöverkkoon, jonka lisäksi ne tuottavat sähköä.  Kaukolämmön tarve määrittää sähkön tuotantomahdollisuudet. Kuviossa 17 on esitetty esimerkki kaukolämpölaitoksen kytkennästä ja keskeisistä komponenteista.

Kuvio 17. Kaukolämmön yhteistuotannon (chp) voimalaitoksen kytkentäesimerkki (Huhtinen, Kettunen, Nurmine & Pakkanen 2004, 12)

Yhteistuotantovoimalaitoksissa voidaan energialähteenä käyttää fossiilisia ja biopohjaisia kiinteitä ja nestemäisiä polttoaineita tai kaasua. Teollisuuden yhteistuotannossa tuotetaan sähköä ja tuotantoprosessien tarvitsemaa eri paineista höyryä ja kuumaa vettä. Kuviossa 18 on esitetty esimerkki teollisuuden vastapainevoimalaitoksen kytkennästä ja keskeisistä komponenteista.

Kuvio 18. Teollisuuden vastapainevoimalaitoksen (chp) kytkentäesimerkki (Huhtinen ym. 2004, 13)

Kuvioissa 19 ja 20 on esitetty kaukolämmön ja teollisuuden yhteistuotantosähkön kapasiteetti (MW) ja tuotettu sähköenergia (GWh) Suomessa vuosina 2010–2025.

Kuvio 19. Kaukolämmön yhteistuotannon sähkön tuotantokapasiteetti ja tuotettu sähköenergia vuosina 2010–2025 (Energiateollisuus 2026a)

Kuvio 20. Teollisuuden yhteistuotantosähkön tuotanto ja tuotantokapasiteetti vuoden alussa vuosina 2010–2025 (Energiateollisuus 2026a)

Kuviossa 21 on esitetty teollisuuden ja kaukolämmön yhteistuotannon (chp) vuosittain tuotettu sähköenergia (GWh) Suomessa vuosina 1960–2024. Metsäteollisuuden chp-laitoksien polttoaine on puupohjaista prosessituotetta. Sähköntuotannon väheneminen johtuu suurelta osin metsäteollisuuden rakennemuutoksesta, joka on johtanut useiden sellutehtaiden lopettamiseen.

Samasta kuviosta on nähtävissä 1960-luvulla alkanut kaukolämmön chp-laitosten sähköntuotannon kasvutrendi. Tällöin nähtiin chp-laitosten olevan energiatehokkain ratkaisu kaukolämmön tuotantoon. Laskeva trendi alkoi vuoden 2010 jälkeen ja on kiihtynyt viime vuosina. Sähkön markkinahinnan lasku ja voimakas vaihtelu sekä fossiilisten polttoaineiden käytön vähentäminen ovat aiheuttaneet yhteistuotannon voimalaitosten käytön ja samalla sähköntuotannon selkeän vähenemisen. Kaukolämmön tuotantoon yhteistuotannon vaihtoehdoiksi ovat tulleet lämpökattilat, savukaasun lämmön talteenotto, lämpöpumput ja sähkökattilat.

Kuvio 21. Kaukolämmön (sininen) ja teollisuuden (punainen) yhteistuotantosähkön (chp) tuotanto (GWh) vuosina 1960–2024 (Suomen virallinen tilasto 2026a)

2.5 Tuulivoima

Tuuli on uusiutuvan energian lähde, tuulen liike-energia voidaan muuntaa roottorilla akselin pyörimisliikkeeksi ja edelleen akselin pyörivä liike sähköksi generaattorissa. Tuulivoimaloiden yksikköteho on kasvanut voimakkaasti teknologian kehittyessä. Nykyisin tuulivoimalat sijoitetaan keskitetysti tuulivoimapuistoihin, joissa yksittäiset tuulivoimalat ovat liitetty maakaapeloinnilla tuulivoimapuiston sähköasemaan, joka on liitetty 110 kV, 220 kV tai 400 kV avojohdolla kantaverkon tai suurjännitteisen alueverkon sähköasemaan.

Kuvio 22. Tuulivoimaloiden sähköteknisiä toteutustapoja, esimerkkejä (ABB 2025)

Kuviossa 22 on esitetty tuulivoimaloiden voimansiirron ja sähköisen toteutusratkaisujen esimerkkejä. Tuulivoimalaratkaisuissa on käytössä useita erilaisia generaattoriratkaisuja, osassa tuulivoimaloiden toteutuksia käytetään vaihteistoja. Tuulivoimaloissa on niiden yksikkötehojen kasvun myötä erilaiset otettu käyttöön erilaisia taajuusmuuttajaratkaisuja.

Tuulivoimaa on Suomessa rakennettu paljon viime vuosina ja vuoden 2025 lopussa tuulivoimakapasiteettia oli 9433 MW ja sähköä tuotettiin tuulivoimalla yli 22 TWh vuonna 2025 (kuvio 23). 

Kuvio 23. Tuulivoiman tuotanto (GWh) ja tuotantokapasiteetti (MW) vuoden lopussa (Energiateollisuus 2026a)

Aikaisemmin Suomessa tuulivoimaa tuettiin takuuhinnalla ja investointituella, nykyisin uusia tuulivoimaloita rakennetaan markkinaehtoisesti. Suomessa on tuulivoimaloille soveltuvia alueita erityisesti rannikolla ja merialueilla. Tällä hetkellä tuulivoimaa toteutetaan erityisesti Pohjanmaan eri osissa, mutta myös muilla alueilla on suunnitteilla ja rakenteilla tuulivoimaloita ja myös merituulivoima kiinnostaa. Tuulivoimaloiden toteuttamisessa kunnilla on merkittävä rooli kaavoituksen kautta ja rakentamismahdollisuuksia on rajoitettu lupaprosessilla sekä nykyisin rajoittavana tekijänä on ollut myös rajalliset liittymismahdollisuudet Fingridin kantaverkkoon. Suomessa toimivat, suunnitteilla ja rakenteilla olevat tuulivoimalat ovat nähtävissä uusiutuvien energiamuotojen hankekartassa, kuvio 24.

Kuvio 24. Tuulivoimaloiden hankekartta (Suomen uusiutuvat 2025a)

Tuulivoiman tuotanto on sääriippuvaista ja siten tuulivoiman tuotanto vaihtelee sääolosuhteiden mukaan. Tuulivoiman tuotantoa ennustetaan seuraavalle vuorokaudelle tuulipuistokohtaisesti, koska sähkömarkkinoilla sähköpörssissä seuraavan vuorokauden pörssihinnat määritellään eri markkinatoimijoiden sähkön myynti- ja ostotarjousten perusteella ja varttihinnat julkaistaan klo 14. Tällöin luvataan varttituntikohtaisesti tuotettava sähköenergia ja mahdollinen poikkeama seuraavana päivänä sähköenergian tuotannossa ja kulutuksessa on tasattava sähkömarkkinoilla varttituntikohtaisesti. Tuulivoimatuotannon sääriippuvuuden esimerkki on esitetty kuviossa 25 syyskuulta 2025. Kuvasta on nähtävissä, että tuulivoiman sähköntuotannon syyskuun minimi oli noin 14 MW ja maksimi noin 6109 MW. Tuulivoiman kokonaiskapasiteetti kasvoi syyskuussa, ollen jo 9026 MW.

Kuvio 25. Tuulivoimatuotannon ennusteet, toteutuma ja kapasiteetti syyskuussa 2025 Suomessa (Fingrid 2025b)

Perinteisesti käytetty sähkön tuotannon ajallista vaihtelua kuvaava pysyvyyskäyrä esittää tuulivoiman kapasiteetin ja vuoden aikana esiintyneiden tuotantotehojen jakauman sekä suurimman tuotantotehon vuonna 2024, kuvio 26. Pysyvyyskäyrästä on havaittavissa tuulivoiman tyypillisen sähköntuotantotehon jäävän nimellisestä kapasiteetista todella paljon, kymmeniä prosentteja.

Kuvio 26. Tuulivoimatuotannon pysyvyyskäyrä vuodelta 2024 (Energiateollisuus 2025a)

2.6 Aurinkosähkö

Vuoden 2024 lopussa Suomessa oli asennettua aurinkosähkökapasiteettia noin 1247 MW, josta suurin osa 1124 MW oli pientuotantoa ja teollisen kokoluokan laitosten kapasiteettia noin 100 MW. Verkkoon kytkemätöntä kapasiteettia oli noin 23 MW. Kokonaiskapasiteetti kasvoi noin 240 MW vuonna 2024. Suomen sähköverkkoon liitetystä sähköntuotantokapasiteetista aurinkosähkön osuus oli noin viisi prosenttia. Aurinkosähkö kattoi noin 1,4 prosenttia koko maan sähkön kokonaistuotannosta vuonna 2024. Kuviossa 25 on esitetty aurinkosähkön tuotantokapasiteetin kehitys viime vuosilta ja kaaviossa on eroteltu väreillä pientuotanto ja yli 1 MW teollisen mittaluokan tuotanto. (Energiavirasto 2025a)

Kuvio 27. Sähköverkkoon liitetty aurinkosähkökapasiteetti vuoden lopussa (MW) (Energiavirasto 2025a)

Energiavirasto kerää vuosittain sähkön jakeluverkkoyhtiöiltä tiedot Suomessa sähköverkkoon liitetystä pientuotantokapasiteetista (edellisvuoden lopun tilanne, alle 1 MW:n yksiköt). Arvio sähköverkkoon kytkemättömästä aurinkosähkön tuotantokapasiteetista perustuu luonnonvarakeskuksen ja tilastokeskuksen pientalojen lämmitysenergiaa käsittelevään aineistoon sekä muihin pientuotannon kapasiteettitietoihin. Suurempien voimalaitosten (yli 1 MW:n yksiköt) tietoihin voi tutustua Energiaviraston voimalaitosrekisterissä. (Energiavirasto 2025a; Energiavirasto 2025b)

Teollisen mittaluokan (yli 1 MW) aurinkosähkövoimalaitoksia on nyt suunnitteilla ja rakenteilla runsaasti, päivittyvä hankekartta on esitetty kuviossa 28. Vuoden 2025 lopussa Suomessa oli toiminnassa 34 teollisen kokoluokan aurinkovoimalaa. Näistä on vuonna 2025 valmistunut seisemän ja niiden yhteenlaskettu tuotantoteho oli 227 MW. Vuoden 2025 lopussa Suomen teollisen kokoluokan aurinkovoimakapasiteetti oli yhteensä 352 MW, kuvio 29. (Suomen uusiutuvat 2026a)

Kuvio 28. Aurinkovoimaloiden hankekartta (Suomen uusiutuvat 2026b)

Kuvio 29. Yli 1 MW aurinkovoimaloiden kapasiteetti Suomessa (Suomen uusiutuvat 2026b)

Verkkoon liitetty (on-grid-järjestelmä) aurinkosähkön pientuotanto voi olla 1- tai 3-vaiheista. Laitteisto muodostuu aurinkopaneeleista telineineen, verkkoon syöttävästä vaihtosuuntaajasta (invertteri), turvakytkimestä ja liitynnästä sähkökeskukseen (kuvio 30). (Sähkötieto ry 2023, 57)

Kuvio 30. On-grid-järjestelmän laitteiden periaate (Sähkötieto ry 2023, 58)

Pientuotantoon on suunniteltu laitteita, jotka erottelevat kuormat varavoimalla suojattuihin ja suoraan sähköverkkoon kytkettyihin (ns. hybridi-invertteri). Varavoimalla tuettavia kuormia voivat olla pienkiinteistössä esimerkiksi kodinelektroniikka, tietokoneet, automaatio, terveyttä ylläpitävät laitteet ja lämmitysjärjestelmien kiertovesipumput. Yleiseen verkkoon syöttävän järjestelmän tulee lopettaa sähkön syöttö, jos sähköverkko katoaa tai järjestelmän toiminnassa esiintyy häiriöitä. Kuvion 31 esimerkissä kohteeseen on lisätty akusto, jolla on mahdollista toteuttaa myös sähkökatkotilanteissa sähkönsyöttöä kriittisille kuormille. Järjestelmä tunnistaa sähkökatkotilanteen ja erottaa itsensä yleisestä jakelusta sisäisellä erotuskytkimellä ennen saareketilaan siirtymistä. (Sähkötieto ry 2023, 58)

Kuvio 31. Periaatekuva saarekekäyttöön soveltuvasta hybridi-invertteristä, johon on kytketty akku ja aurinkopaneelit (Sähkötieto ry 2023, 59)

2.7 Lauhdevoima

Lauhdevoimalaitoksessa tuotetaan sähköenergiaa lämpökattilalla tuotetulla höyryllä, joka pyörittää höyryturbiinia ja siihen kytkettyä sähkögeneraattoria. Höyryturbiinissa höyryn sisältämä energia muutetaan mekaaniseksi energiaksi ja höyryturbiini pyörittää sähköä tuottavaa generaattoria. Lauhdevoimalaitos ei tuota lämpöä, joten tuotettua sähkötehoa voidaan säätää sähkön kysynnän mukaan. Polttoaineena kattiloissa voidaan käyttää esimerkiksi puuta, jätettä tai fossiilisia polttoaineita eri olomuodoissa. Suuria lauhdevoimalaitoksia on aiemmin Suomessa ollut erityisesti rannikkoalueilla, jonne on voitu tuoda hiiltä laivoilla. Lauhdevoimalaitoksen periaatekaavio keskeisine komponentteineen on esitetty kuviossa 32.

Kuvio 32. Lauhdevoimalaitoksien periaatteellinen kytkentäkaavio (Huhtinen ym. 2004, 14)

Viimeisten 15 vuoden ajalta lauhdevoimaloiden sähköntuotannon kapasiteetti ja lauhdevoimalla tuotettu sähköenergia on esitetty kuviossa 33. Kehityskulkuun ovat vaikuttaneet vihreä siirtymä pois fossiilisista polttoaineista, tuulivoiman tuotannon kasvu, maiden välisen sähkönsiirron kapasiteetin kasvu, Olkiluoto 3 valmistuminen ja sähkömarkkinoiden hintakehitys.

Kuvio 33. Lauhdevoimalaitoksien kapasiteetti ja sähköntuotanto (Energiateollisuus 2025a)

Kuviossa 34 on esitetty lauhdevoimalla vuosittain tuotettu sähköenergia (GWh) vuodesta 1960 alkaen. Lauhdevoimalat olivat yleisesti sijoitettuina rannikolle satamiin, joihin ulkomailta tuotiin hiiltä polttoaineeksi. Ydinvoimalaitosten käyttöönotot 1978 ja 1980 pienensivät lauhdevoimaloiden sähköntuotantotarvetta, mutta sähkön tarpeen edelleen kasvaessa lauhdevoimaloiden sähköntuotanto kasvoi uudelleen. Edellisen kuvion laskeva kehitystrendi lauhdevoiman tuotannossa on nähtävissä kuvion oikeassa laskevassa osassa.

Kuvio 34. Lauhdevoimalaitoksien sähköntuotanto (GWh) 1960–2024 (Suomen virallinen tilasto 2026a)

2.8 Muita sähköntuotannon ratkaisuja

2.8.1 Kaasuturbiinivoimalat

Kaasuturbiinin toimintaperiaate, pääkomponentit ja savukaasun kulku on esitetty kuviossa 35. Kaasuturbiinivoimalassa samalla akselilla on palamisilman kompressori, kaasuturbiini ja sähkögeneraattori. Polttokammiosta savukaasut johdetaan kaasuturbiiniin, jossa kaasun paine ja lämpötila laskevat, jolloin vapautuva energia pyörittää sekä kompressoria että sähkögeneraattoria. Energiasta kolmannes menee sähkögeneraattoriin, yli puolet kompressoriin ja loput jäävät kuumaan savukaasuun. Kaasuturbiineja käytetään huippu- ja varavoimalaitoksina pienten investointikustannusten, huonon sähköntuotannon hyötysuhteen ja korkeiden polttoainekustannusten vuoksi. (Huhtinen ym. 2004, 17–18)

Kuvio 35. Kaasuturbiinilaitoksen periaatekytkentä (Huhtinen ym. 2004, 17)

Suomessa kaasuturbiineja on Fingrid kantaverkon sähköasemilla sähköverkon häiriö- ja poikkeustilanteiden varalta.

Kombivoimalaitoksessa on yhdistetty kaasuturbiinivoimalaitos ja höyryturbiinivoimalaitos, jolloin sähköntuotannon hyötysuhde paranee, kuvio 36. Suomessa kytkentä on ollut yleinen maakaasuputken varrella suurissa kaupungeissa.

Kuvio 36. Kombivoimalaitoksen periaatteellinen kytkentä (Huhtinen ym. 2004, 22)

2.8.2 Moottorivoimalat

Kuvio 37. Moottorivoimalan periaatekaavio, Wärtsilä (Wärtsilä 2025)

Polttomoottorivoimalaitoksessa sähkögeneraattoria pyöritetään moottorilla, jonka polttoaineena voi olla neste tai kaasu tai molemmat. Myös vetyä polttoaineena käyttävä moottoriratkaisu on kehitetty. Kuviossa 37 on esitetty moottorivoimalan periaatekaavio keskeisine komponentteineen. Moottorivoimalaitokset koostuvat yleensä useammasta rinnakkaisesta saman tehoisesta moottorivoimalayksiköstä. Moottorivoimaloita käytetään jatkuvaan sähköntuotantoon, huippu- ja varavoimalaitoksina sekä varavoimakoneina kytkettynä sähköverkkoon tai erillään sähköverkosta. Polttomoottorien tehoalue on laaja, pienistä alle 1 kW kannettavista aggregaateista aina yli 20 MW voimalaitosmoduuleihin.

2.8.3 Sähkövarasto

Sähköakkuja on käytetty pitkään sähkön varastointiin ja jännitelähteenä eri laitteissa ja järjestelmissä. Sähköteknisissä järjestelmissä akkuja on käytetty sähkövoiman tai varavoiman lähteenä, esimerkiksi teollisuudessa, kaupoissa, sairaaloissa, sähköasemilla, IT-laitteissa ja sähkötyökaluissa. Erilaisten käyttökohteiden akuston nimellisjännite voi olla esimerkiksi 12, 24, 48, 110, 220 VDC. Tyypillisesti akustoon liitetään sen nimellisjännitteellä toimivia sähkölaitteita tai ohjausjärjestelmiä. Akusto vaatii toimiakseen tehoelektroniikkaa, jolla akusto voidaan ladata tai muuttaa tasajännite eri tasajännitteeksi tai vaihtosähköksi.

Litiumpohjaisten akkujen kehityksen myötä akkujen käyttö sähköajoneuvojen ja sähkötyökoneiden voimalähteenä on muuttanut koko autoalan. Sähköisten ajoneuvojen ja niiden tarvitsemien latauspisteiden lukumäärä kasvaa voimakkaasti. Latausasemien tehot suurenevat jo megawattiteholuokkaan. Sähköautoille on tullut käyttöön myös kaksisuuntainen latausstandardi, jolloin sähköauton akkuja voidaan käyttää sähköverkon kannalta sähkövarastona. 

Sähköakut on tulleet käyttöön kiinteistöissä aurinkopaneelien yleistyessä, mutta akku voidaan hankkia myös ilman omaa sähköntuotantoa sähkövarastoksi. Akkuja varataan aurinkosähköllä tai verkkovirralla ja varastoitua sähköenergiaa myydään verkkoon tai käytetään itse. Akkuvarastojen käyttöä voidaan ohjata myös reservimarkkinoiden tarpeen mukaisesti. Pienten kiinteistöjen akustot liitetään tyypillisesti hybridi-invertteriin.

Esimerkki kiinteistöjen sähkövaraston toteutuksesta kuvassa 38. Kuvassa on Lapin ammattikorkeakoulun pientalon sähköjärjestelmän simulointiympäristö, jossa simuloidaan aurinkosähkön tuotantoa DC teholähteellä ja tuotettu sähkö voidaan kuluttaa ryhmäkeskukseen liitetyillä pientalon tyypillisillä kulutuskojeilla ja varastoida sähköakkuun. Toteutuksen ytimessä on hybridi-invertteri, johon akusto ja simuloitava aurinkosähkön tuotanto ovat liitetty. Mittauskeskuksessa on myös liityntä varavoimakoneelle, sähköauton latauspisteelle ja kaksisuuntaiselle sähköauton latauspisteelle. Hybridi-invertteri mittaa sähköverkkoliitynnän jännitettä ja ohjaa verkkokatkaisijaa ja tarvittaessa tämä nanogrid-järjestelmä voi toimia myös saarekkeena.

Kuva 38. Esimerkki pientalon sähköistyksen tutkimusympäristöstä, nanogrid (Suopajärvi, 48)

Suuret megawattiluokan akustot ovat tulleet käyttöön viime vuosina häiriötilanteiden, sähkömarkkinoiden ja reservimarkkinoiden tarpeisiin. Kymmenien megawattien sähkövarastoja on rakennettu ja rakennetaan tulevaisuudessa lisää. Esimerkki toteutustavasta on kuvassa 39, jossa on esitetty ja nimetty toiminnalliset osat: sähkövarastot, niiden liityntä- ja ohjausjärjestelmät, keskijännitekojeisto, valvomo ja 110 kV sähköasema.

Kuva 39. Esimerkki suuresta sähkövarastosta (Merus 2025)

2.8.4 Pumppuvoimalaitokset

Pumppuvoimalaitokset on nyt nähty yhtenä sähköntuotannon joustavana ratkaisuna, joten nyt pumppuvoimalaitoksia suunnitellaan Suomeen Kemijärvelle. Joustavuuden lisäksi etuna pumppuvoimalaitoksissa on sähkön tuottaminen tahtigeneraattorilla, joka sähköntuotannon lisäksi tukee sähköverkon taajuutta ja stabiilisuutta.  

Pumppuvoimalaitos tarkoittaa vesivoimalaa, jossa sähköä tuotetaan ohjaamalla vesi putkessa yläaltaasta turbiinin läpi ala-altaaseen. Turbiini pyörittää generaattoria, joka on liitetty muuntajalla sähkön siirtoverkkoon. Pumppuvoimalaitoksen toimintaan tarvitaan myös veden pumppaus, jotta vettä voidaan siirtää ala-altaasta takaisin yläaltaaseen uudelleen käytettäväksi sähkön tuotantoon. Yläaltaan vesi toimii sähköenergian varastona. Pumppuvoimalan toimintaperiaate on esitetty kuviossa 40. Kemijärvelle on kolmen eri yrityksen toimesta suunnitteilla neljä pumppuvoimalaa. Kemijoki Oy suunnittelee Ailangantunturille, Pohjolan Voima Askanaavalle sekä Suomen Voima Oy Kapustaan ja Vaaranlampien alueelle pumppuvoimalaitosta. Nimellistehoiltaan nämä suunniteltavat pumppuvoimalat ovat 100–550 MW.

Kuvio 40. Pumppuvoimalaitoksen toimintaperiaate (Pohjolan Voima 2026)

3.   Sähköenergian käyttö Suomessa

Sähkön käyttö on tasaantunut pitkän kasvujakson jälkeen ollen nykyisin noin 80–90 TWh vuosittain, kuvio 41. Sähkön käytön tasaantumiseen viimeisen kahdenkymmenen vuoden on vaikuttanut ainakin kaksi tekijää voimakkaasti, energiatehokkuuden parantuminen ja teollisen tuotantotoiminnan rakenteen muuttuminen vähemmän energiaa käyttäville toimialoille. Aikanaan 1970- ja 1980-luvuilla sähkön käytön tulevaa kehitystä ennustettiin eri kulmakertoimella olevilla suorilla viivoilla.

Kuvio 41. Sähkön kokonaiskäyttö vuosittain 1960–2024 (GWh) (Suomen virallinen tilasto 2026b)

Sähkön käytöstä teollisuuden osuus oli 42 prosenttia (asuminen ja maatalous 28 % ja palvelut ja rakentaminen 26 %) vuonna 2025, tarkemmin jakautumista on esitetty kuviossa 42.

Kuvio 42. Sähkön käytön jakautuminen vuonna 2025 (TWh) (Energiateollisuus 2026a)

Pidemmällä aikavälillä sähkön käytön kehittymistä ja muuttumista sektoreittain on esitetty kuvioissa 43 ja 44. Sähkön käyttö on kasvanut voimakkaasti sitten 1960 luvun alun. Teollisuuden sähkön käytön kasvu on lakannut 20 vuotta sitten ja sen jälkeen trendi on ollut laskeva. Koti- ja maatalouden sähkön käyttö on kasvun jälkeen tasaantunut. Palvelut ja julkinen sektorin sähkön käyttö on jatkanut kasvavaa trendiä.

Kuvio 43. Sähkön kulutus sektoreittain 1960–2024 (GWh) (Suomen virallinen tilasto 2026b)

Kuvio 44. Sähkön kulutus sektoreittain 1960–2024 (GWh) (Suomen virallinen tilasto 2026b)

Teollisuuden sähkön käyttö eri toimialoilla on esitetty kuviossa 45, jossa näkyy hyvin suhdannevaihtelujen, koronakriisin ja lakkojen vaikutukset. Metsäteollisuuden toimialan vaikeudet, paperikoneiden alasajot ja useiden sellu- ja paperitehtaiden lopettamiset näkyvät sekä sähkön käytön ja sähkön tuotannon tilastoissa. Metsäteollisuuden sähkön kulutus on laskenut huippuvuosista kolmanneksen. Metalli-, kemian- ja muu teollisuuden sähkön käyttö on pysynyt melko vakiintuneella tasolla viimeiset 20 vuotta.

Kuvio 45. Teollisuuden sähkönkäyttö eri toimialoilla 1960–2024 (GWh). (Suomen virallinen tilasto 2026b)

4. Sähköenergian tuotanto Lapin maakunnassa

4.1 Sähkön tuotantomuodot Lapissa

Sähköenergian tuotanto eri maakunnissa jakautuu hyvin eri tavoin, taulukot 1 ja 2 on esitetty sähkön tuotanto eri maakunnissa vuosina 2023 ja 2024. Vesivoimaa tuotetaan eniten Lapin maakunnassa ja toisena on Pohjois-Pohjanmaan maakunta, yleisesti vesivoiman tuotanto vaihtelee vuosittain. Tuulivoiman tuotanto keskittyy Pohjanmaalle eri maakuntiin, Lapin ollessa neljänneksi suurin, vuodessa tuulivoiman tuotanto kasvoi 40 %, Lapissa 25 % ja kasvu jatkuu edelleen. Ydinvoiman tuotantoa on Uudenmaan ja Satakunnan maakunnissa. Polttoon perustuva sähköntuotanto väheni Suomessa, mutta kasvoi Lapissa. Koko maan sähköenergian tuotannosta Lapin maakunnan osuus oli noin 9 %, ollen neljänneksi suurin maakunnista.

Taulukko 1. Sähköenergian tuotanto maakunnittain vuonna 2023 (Energiateollisuus 2025c)

Taulukko 2. Sähköenergian tuotanto maakunnittain vuonna 2024 (Energiateollisuus 2026c)

Sähköenergian eri tuotantotapojen kehittyminen Lapissa vuosina 2007–2024 on esitetty taulukossa 3. Vesivoimalle ominaiset vesivuosivaihtelut näkyvät taulukossa selvästi, samoin tuulivoiman sähköntuotannon jatkuva kasvu. Tuulivoiman tuotanto oli vuonna 2007 14 GWh ja vuonna 2024 2093 GWh. Teollisuuden sähköntuotannossa on nähtävissä Kemijärven (2008) ja Kemin Veitsiluodon (2021) sellutehtaiden lakkauttaminen ja Metsä Fibren Kemin tehtaan laajamittainen modernisointi biotuotetehtaaksi, joka käynnistyi syyskuussa 2023. Kaukolämmön yhteistuotannon ja lauhdevoiman sähköntuotanto on vaihdellut vuosittain.

Taulukko 3. Sähköenergian tuotanto Lapissa 2007–2024 (Energiateollisuus 2026c)

4.2 Lapin vesivoimalat

Vesivoiman tuotannossa maakuntien ykkönen on Lapin maakunta, jossa vesivoimasähkön tuotanto oli 4697 GWh vuonna 2023. Vesivoiman tuotanto vaihtelee vuosittain luonnon olosuhteiden myötä ja vuosien 2007–2024 vesivoiman tuotanto Lapissa on esitetty kuviossa 46.

Kuvio 46. Vesivoiman tuotanto Lapin maakunnassa 2007–2024 (GWh) (Energiateollisuus 2026c)

Lapin vesivoimalaitoksista (kuvio 47) suurimman osan omistaa Kemijoki Oy, muita vesivoimalaitosten omistajia ovat Pohjolan voima, Tornionlaakson voima Oy, Inergia, Keski-Lapin Voima ja Rovakairan Tuotanto Oy. Lapin vesivoimalaitoksille on niiden valmistumisten jälkeen tehty peruskorjauksia ja modernisointeja, joissa voimalaitoksille on tehty teknisiä parannuksia ja nostettu voimalaitosyksiköiden hyötysuhteita ja tehoja.

Kemijoen vesistöalue on Lapin suurin ja koko Suomen toiseksi suurin vesistöalue. Vesistöalue peittää noin 50 prosenttia Lapin maakunnan pinta-alasta. Vesistöalueen pääjoki on Itä-Lapista alkunsa saava Kemijoki, joka on Suomen suurin ja pisin joki. Kemijoen latvahaarat – Kitinen, Luirojoki ja Ylä-Kemijoki – yhtyvät Kemijokeen Pelkosenniemen pohjoispuolella. Pelkosenniemeltä Kemijoki laskee Kemijärven kautta Rovaniemelle, jonka alueella siihen yhtyy Kemijoen suurin sivujoki Ounasjoki. Kemijoki laskee Perämereen Kemin kaupungin kohdalla. (Vesi.fi 2025)

Kuvio 47. Vesivoimalat Lapin maakunnassa (Oy Vesirakentaja 2008)

Kemijoen vesistö on säännöstelty lukuun ottamatta Ounasjokea ja Ylä-Kemijokea, joissa vesivoimalaitosten rakentaminen on kielletty, kuvio 48. Ylä-Kemijoki on suojeltu koskiensuojelulailla, joka tuli voimaan 1987. Ounasjoki sekä Ounasjokeen laskevat sivujoet, on suojeltu erityissuojelulailla, joka säädettiin 1983 perustuslain säätämisjärjestyksessä. (Vesi.fi 2025)

Kuvio 48. Kemijoen vesistöalueen merkittävimmät säännöstelyt, padot ja voimalaitokset (Vesi.fi 2025)

Kemijoen vesistöalueen rakennettujen jokien yhteispituus on noin 650 km. Kemijoen pääuoma otettiin voimatalouskäyttöön vuonna 1948, jolloin rakennettiin Isohaaran voimalaitos Kemiin. Kemijoen pääuomaan on rakennettu yhteensä kahdeksan voimalaitosta Pelkosenniemen ja Perämeren väliseen jokiuomaan. Näistä ylin on Kemijärven Seitakorvan voimalaitos, joka rakennettiin vuonna 1963 Kemijärven säännöstelyä varten. (Vesi.fi 2025)

Vesivoimatuotannon tehostamiseksi Kemijoen sivujoen Kitisen latvoille rakennettiin vuonna 1970 Porttipahdan tekoallas ja vuonna 1967 Luirojoen latvoille Lokan tekoallas. Tekojärvien väliin on rakennettu Vuotson kanava, jonka kautta suurin osa Lokan tekojärven vedestä johdetaan Kitisen kautta Kemijokeen. Kitiseen on rakennettu yhteensä seitsemän voimalaitosta. Kaikkiaan vesistöalueella on yhteensä 16 voimataloutta varten säännösteltyä järveä. (Vesi.fi 2025)

Kuvio 49. Kemijoki Oy omistamat vesivoimalat ja säännöstelyt (Kemijoki Oy 2025a)

Kemijoki Oy omistaa 16 vesivoimalaitosta Kemijoen vesistöalueella, kuvio 49. Vesivoimalaitoksista suurimmat sijaitsevat Kemijoen pääuomassa Seitakorvalta alaspäin. Vesivoimalaitosten tekniset toteutukset ovat erilaisia virtaaman, putouskorkeuden ja toteutusajankohdan mukaisesti. (Kemijoki Oy 2025a)

Petäjäskosken 3 koneistoinen vesivoimalaitos (kuvio 50) on valmistunut vuonna 1957, putouskorkeus on 20,5 metriä, nimellisteho on 182 MW ja vuosienergia keskivedellä 707 GWh. Petäjäskoski on ensimmäinen Kemijoki Oy:n rakentama vesivoimalaitos. Petäjäskosken voimalaitos sijaitsee Kemijoen varrella Rovaniemen kaupungissa ja se on teholtaan Suomen toiseksi suurin vesivoimalaitos.​ Petäjäskosken voimalaitoksen kaikkien kolmen koneiston tehoja on nostettu alkuperäisestä yhteensä 56 MW vuosina 1996, 2005–2006 ja 2011. Voimalaitosalueella on 838 metriä maapatoa, joka kohoaa korkeimmillaan 23 metriin, sekä 231 metriä betonipatoa. Tulva-aukkoja on seitsemän. (Kemijoki Oy 2025a)

Kuvio 50. Kemijoen suurin vesivoimala Petäjäskoski on Suomen toiseksi suurin vesivoimala. (Kemijoki Oy 2025a)

Pohjolan Voima omistaa kaksi vesivoimalaa Kemijoen vesistöalueella, Isohaara ja Jumisko. Näistä Isohaara on Pohjolan Voiman ensimmäinen vesivoimala, joka on valmistunut vuonna 1949. Kuviossa 51 on esitetty Kemijoen pituusleikkaus voimalaitoksineen ja Jumiskon vesivoimalan poikkileikkaus. Pohjolan Voima omistaa myös osuuksia pienemmistä vesivoimaloista Lapissa.

Kuvio 51. Kemijoen pituusleikkaus ja Jumiskon vesivoimalaitoksen poikkileikkaus (Pohjolan Voima 2022)

4.3 Tuulivoimalaitokset Lapissa

Suomen tuulivoimakapasiteetista oli 765 MW eli 8 % Lapin maakunnassa vuoden 2025 lopussa ja Lapin kunnista eniten tuulivoimaa oli Simossa.

Kuvio 52. Tuulivoiman tuotantokapasiteetti (GW) maakunnittain (Suomen uusiutuvat 2025b)

Ensimmäiset suuret tuulivoimalat ovat Lapissa valmistuneet 1990-luvulla. Alkuvaiheessa rakennettiin yksittäin tai muutamia voimaloita ja myöhemmin rakentaminen keskittyi tuulipuistoihin. Lapissa on myös poistettu käytöstä tuulivoimaloita Kemin ajoksesta vuonna 2016. Voimalaitosten yksikkötehot ovat kasvaneet teknisen kehityksen myötä, kuten myös tuuliturbiinien asennuskorkeus ja halkaisija. Lapissa rakennetut tuulivoimalat ovat esitetty taulukossa 4.

Taulukko 4. Tuulivoimalat Lapin maakunnassa 2025/12 (Suomen uusiutuvat 2025c)

Tuulivoimaloiden lukumäärän ja tuotantokapasiteetin kasvaessa Lapissa on myös tuulivoimalla vuosittain tuotettu sähköenergia kasvanut, kuvio 53.

Kuvio 53. Tuulivoiman tuotanto Lapin maakunnassa 2007–2024 (GWh) (Energiateollisuus 2025c)

Kartalla kuviossa 54 on esitetty Fingrid verkkokiikarin näkymä eteläisen Lapin tuulivoimahankkeista. Karttakuvan viereisen palkin mukaisesti eri värit kuvaavat hankkeiden vaiheita kaavoitusmenettelyn aloituksesta tuotantoon. Vaalean vihreät alueet ovat eri vaiheissa olevia tuulivoimahankkeita, joista vai osa tulee toteutumaan. Tumma väri kuvaa toiminnassa olevia tuulivoimapuistoja. Tuulivoimapuistojen sähköasemat on mahdollista liittää 110 kV, 220 kV tai 400 kV sähköasemaan, jos vapaata kapasiteettia tuotannon lisäämiseen (sinisävyiset ympyrät) sähköasemalla on olemassa. Lapissa harva sähköverkko ja etäisyydet sähköasemista rajoittavat tuulivoimapuistojen toteuttamista. Verkkokiikarista voi tarkastella myös tulevaisuuden sähköverkkorakentamisen arvioituja vaikutuksia liityntämahdollisuuksiin vuoteen 2034 asti.

 Kuvio 54. Tuulivoimahankkeita Fingrid verkkokiikarin näkymässä 11/2025 (Fingrid 2025c)

Tarkempaa kuvausta eri tuulivoimapuistohankkeista on nähtävissä Suomen uusiutuvien karttapalvelusta. Hankkeista on nähtävissä mm. kaavoitustilanne, hanketyyppi, YVA-prosessi, investointi päätöstilanne, voimaloiden lukumäärä, teho ja koko. (Suomen uusiutuvat 2025a)

Kuvio 55. Tuulivoimahankkeita Suomen uusiutuvat karttanäkymässä 11/2025 (Suomen uusiutuvat 2025a)

4.4 Aurinkosähkö Lapissa

Teollisen mittaluokan aurinkovoimatuotannon kasvu on Suomessakin käynnistynyt ja Lapissa on kaksi hanketta rakenteilla, kolme luvitettu ja kaksi on luvitusvaiheessa (kuvio 56). Hankkeet ovat laajuudeltaan 2–85 MW aurinkosähkön tuotantokapasiteeteiltaan ja osa hankkeista sisältää myös sähkövaraston. Valmistuttuaan tuotantolaitokset täydentävät Suomen monipuolista sähköntuotantojärjestelmää tuottamalla sähköä pääosin keväällä ja kesällä.

Simon aurinkovoimala sijaitsee Lapin maakunnassa Simossa, jossa samassa sähköliittymässä on sekä aurinko- ja tuulivoimaa että sähkövarasto. Aurinkovoimala on Suomen suurimpiin lukeutuva 70 megawatin paneeliteholla. Vuonna 2025 valmistunut aurinkovoimala koostuu 120 024 aurinkopaneelista. (Exilion Tuuli 2026)

Kuvio 56. Aurinkosähköhankkeita Suomen uusiutuvat karttanäkymässä 11/2025 (Suomen uusiutuvat 2025c)

Suomessa aurinkosähkön tuotanto on edelleen pääosin pientuotantoa. Tuotanto on yleistynyt voimakkaasti viime vuosina aurinkosähkölaitteistojen hintojen alentuessa. Tällä hetkellä aurinkosähköjärjestelmät ovat pientuotannossa kaikkein suosituimpia ja usean jakeluverkkoyhtiön verkkoon on asennettu pelkästään aurinkosähköön perustuvia pientuotantolaitteistoja.

Lapin jakeluverkkoyhtiöillä on verkkoon liitetyn aurinkosähkön pientuotannon nimellisteho kasvanut voimakkaasti. Kehityskulku on nähtävissä koko Lapin osalta kuviossa 57 vuosilta 2016–2024. Kuvio ei sisällä Ranuan ja Posion aurinkosähkön nimellistehojen tietoja. Lapin alueen eri jakeluverkkoyhtiöiden verkkoihin liitetyn aurinkosähkön pientuotannon nimellistehojen kehittyminen on esitetty taulukossa 5 vuosilta 2020–2024.

Kuvio 57. Aurinkosähkön pientuotannon nimellisteho (MW) Lapin maakunnassa 2016–2024 (Energiavirasto 2025c; Pirttinen V., 12)

Taulukko 5. Aurinkosähkön pientuotannon nimellisteho (kW) jakeluverkkoyhtiöittäin Lapissa vuosina 2020–2024 (Energiavirasto 2025c)

Sähköverkkoon liitettävistä pientuotantolaitteistoista on ilmoitettava alueen jakeluverkkoyhtiölle pientuotannon yleistietolomakkeella, jotta verkkoyhtiö voi varmistaa, että laitteiston kytkeminen verkkoon on turvallista ja toteuttaa tarvittavat tuotetun sähkön mittaukset. Verkkoyhtiölle toimitettavassa yleistietolomakkeessa ilmoitetaan laitteiston tekniset ominaisuudet ja vastaavuus standardeihin. Verkkoyhtiö tarkistaa, että tuotantolaitteisto täyttää asianmukaiset standardit sekä kytkentäpaikan ja liittymän sähkötekniset ominaisuudet, kuten liittymän suuruuden ja mitoitusoikosulkutehon. Tuotetulle sähkölle on myös oltava ostaja. Tuotantolaitoksen voi ottaa käyttöön vasta, kun jakeluverkkoyhtiö antaa sille luvan.

4.5 Sähkön ja lämmön yhteistuotanto

Sähkön tuotanto yhteistuotantovoimalaitoksilla on nähty tehokkaana sähkön, lämmön ja höyryn tuotantomuotona, jossa biopolttoaineesta saadaan energia parhaalla hyötysuhteella talteen. Lapin teollisuuden vastapainevoimalaitosten kapasiteetti ja tuotettu energia on pitkään ollut laskusuunnassa. Tämä johtuu Kemijärven ja Veitsiluodon sellutehtaiden lakkauttamisesta. Lapin ainoan sellutehtaan modernisointi biotuotetehtaaksi vaikutti sähkön tuotantoon alentavasti rakentamis- ja käyttöönottovaiheessa.

Kuvio 58. Teollisuuden sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksilla tuotettu sähköenergia (GWh) Lapin maakunnassa 2007–2024 (Energiateollisuus 2025c)

Kaukolämmön yhteistuotannossa käytettävien polttoaineiden hinta ja mahdolliset päästömaksut vaikuttavat eri kaukolämmön tuotantomuotojen käyttöön vuosittain eri lämmitystehontarpeiden aikana. Kuviossa 59 on esitetty kaukolämpötuotannon sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksilla tuotettu sähköenergia Lapin maakunnassa 2007–2024. Korvaavina kaukolämmön lämpöenergian lähteinä ovat tulleet käyttöön mm. sähkökattilat, lämpökattilat, lämpöpumput, savukaasujen lämmön talteenotto ja hukkalämpöjen talteenotto (jätevesi, datakeskukset), jolloin perinteisten chp-laitoksien käyttö vähenee.

Kuvio 59. Kaukolämpölaitosten sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksilla tuotettu sähköenergia (GWh) Lapin maakunnassa 2007–2024 (Energiateollisuus 2025c)

5. Sähköenergian käyttö Lapin maakunnassa

Sähköenergian kulutus eri maakunnissa jakautuu hyvin eri tavoin maakunnan koosta ja elinkeinojen jakautumisesta riippuen, taulukko 6. Lapin maakunnassa teollisuuden sähkönkulutus on suurin kaikista maakunnista ja kokonaiskulutus on toiseksi suurin Uudenmaan jälkeen. Sähkönkulutuksen kasvu on suurinta palvelut ja rakentaminen sektorilla. Koko maan sähköenergian kulutuksesta Lapin maakunnan osuus oli 8 %.

Taulukko 6. Sähkönkulutus maakunnittain vuonna 2023 (Energiateollisuus, 2025d)

Taulukko 7. Sähkönkulutus maakunnittain vuonna 2024 (Energiateollisuus, 2026d)

Sähköenergian kulutuksen kehittyminen Lapin maakunnassa vuosina 2007–2024 on esitetty kuviossa 60. Vuosittainen sähkön kokonaiskäyttö ja eri sektorien osuudet sähkön käytöstä ovat esitetty pylväissä, jolloin erityisesti teollisuuden suhdanne- ja talousvaihtelujen vaikutukset ovat havaittavissa, kuten myös investoinnit teollisuuslaitoksiin ja tehtaiden alasajot.

Kuvio 60. Lapin maakunnan sähkönkäytön (GWh) kehitys 2007–2024 (Energiateollisuus 2026d)

Taulukossa 8 on esitetty eri sektorien sähköenergian käytön ja käyttäjien lukumäärän kehittyminen Lapin maakunnassa vuosina 2007–2024. Teollisen tuotantotoiminnan muutokset ovat nähtävissä selkeästi taulukosta ja talouden suhdannemuutokset ovat havaittavissa myös palvelujen ja rakentamisen sähkön käytössä. Sähkön käyttöön ovat vaikuttaneet laitteiden ja prosessien energiatehokkuuden kasvu, esimerkiksi lämmityksessä ja valaistuksessa, toisaalta sähkön käyttöpisteiden lukumäärä on kasvanut.

Taulukko 8. Sähkönkulutus Lapissa vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026d)

Lapin kunnat ovat erilaisia asukasluvultaan ja elinkeinoelämältään, mikä vaikuttaa alueiden sähkön käyttöön. Taulukossa 9 on esitetty Lapin kuntien sähkön käyttö, sen jakautuminen ja sija koko maan tilastossa vuonna 2023.

Taulukko 9. Kuntien sähkönkulutus (GWh) Lapissa vuonna 2023 (Energiateollisuus, 2026e)

Taulukko 10. Kuntien sähkönkulutus (GWh) Lapissa vuonna 2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Eri kuntien alueella sähkönkulutusta, sen kehitystä ja jakaumaa on esitelty muutamissa seuraavissa kuvioissa. Kuviossa 61 on nähtävissä kahden teollisuuskaupungin, Tornion ja Kemin sekä matkailu- ja hallintokaupunki Rovaniemen sähkön kulutuksen määrä ja kehitys vuosina 2007–2014. Tornion alueen sähkön kulutuksessa keskeisenä tekijänä on Outokumpu Oy:n sähkön kulutuksen vaihtelu suhdanteiden mukana, investoinnit ovat myös kasvattaneet tuotantoa ja energiatehokkuutta on parannettu. Kemissä on Veitsiluodon sellu- ja paperitehdas lakkautettu ja Metsä Fibren tehdas on modernisoitu biotuotetehtaaksi. Rovaniemellä teollisuuden sähkönkulutus on vähäistä, muuten sähkön kulutus on melko vakaata.

Kuvio 61a. Sähkönkulutus Tornion kaupungissa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 61b. Sähkönkulutus Kemin kaupungissa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 61c. Sähkönkulutus Rovaniemen kaupungissa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuviossa 62 on esitelty kaivoskuntien sähkön kulutuksen kehittymistä vuosina 2007–2024. Sodankylän monimetallikaivoksen avaaminen ja sen jälkeen tapahtunut kehitys on nähtävissä kuviossa 62a. Kaivostoiminnan lisäksi alueella on matkailua ja varuskunta. Kittilän alueella on kultakaivoksen kapasiteettia kasvatettu useaan otteeseen, lisäksi alueella on kasvavaa matkailutoimintaa. Sähkön kulutukseen on vaikuttanut siirtyminen led-valaistukseen, lämpöpumppujen lisääntynyt käyttö, kiinteistöautomaatio ja lisääntynyt kaukolämmön tuotanto. Keminmaassa kromikaivoksella on siirrytty maanalaiseen louhintaan.

Kuvio 62a. Sähkönkulutus Sodankylässä (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 62b. Sähkönkulutus Kittilässä (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 62c. Sähkönkulutus Keminmaassa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kolarissa ja Inarissa teollisuuden merkitys on vähäinen, suurempi merkitys on matkailulla ja muilla elinkeinoilla. Sähkön kulutuksen vaihtelu on vähäistä. Kemijärvellä sellutehtaan alasajo on nähtävissä sähkön kulutuksen kuvaajasta. Teollista toimintaa on saatu alasajon jälkeen paikkakunnalle, joten teollisuuden sähkönkäyttö on kasvanut. Matkailu koetaan tärkeäksi kaupungin kehityksen kannalta ja sähkön kulutus on säilynyt vakaana.

Kuvio 63a. Sähkönkulutus Kolarissa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 63b. Sähkönkulutus Inarissa (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 63c. Sähkönkulutus Kemijärvellä (GWh) vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Kuvio 64. Sähkönkulutukseltaan (GWh) pienimmät Lapin kunnat vuosina 2007–2024 (Energiateollisuus, 2026e)

Lapin maakunnan kunnista 12 kunnan sähkönkulutus on pientä, alle 50 GWh vuodessa. Tervolassa teollisen toiminnan osuus on merkittävä, lisäksi Pellossa, Ylitorniolla ja Posiolla on ollut vaihtelevasti teollista toimintaa ja muissa kunnissa on teollisuuden osuus ollut vähäinen. Sähkönkulutuksen vaihtelu on ollut melko vähäistä.

6. Sähkön siirto- ja jakeluverkko

6.1 Pohjoismaiden sähköverkko

Suomen sähköverkosta on Lapin maakunnassa kolme siirtoverkon yhteyttä 400 kV jännitteellä Ruotsiin ja yksi 220 kV jännitteellä Norjaan. Ruotsiin valmistui kolmas 400 kV vaihtosähköyhteys nimeltään Aurora Line vuonna 2025. Tasasähköyhteyksiä (HVDC) on kaksi Ruotsiin, kaksi Viroon ja yksi käyttämätön Venäjälle (kuvio 65).

Kuvio 65. Pohjoismaiset sähkönsiirtoyhteydet (Svenska Kraftnet, 2025a)

Sähkönsiirtoyhteydet mahdollistavat sähkömarkkinoilla tapahtuvan joustavan sähkökaupan ja sähkön siirron eri markkina-alueiden välillä. Näin ollen eri hinta-alueilla tuotettua sähköä voidaan käyttää tuotantoalueen lisäksi muilla alueilla ja myös muissa valtioissa alueiden ja maiden välisten siirtoyhteyksien kapasiteetin sallimissa rajoissa. Sähkölle on Norjassa viisi, Ruotsissa neljä ja Suomessa yksi hinta-alue.

Kuviossa 66 on nähtävissä valitun ajankohdan sähkön pörssihinta eri alueilla ja sähkön siirrot eri alueiden välillä. Aluehinnat ovat määräytyneet edellisenä päivänä Nordpool sähköpörssimarkkinoilla ja sähkönsiirrot ovat kyseisellä ajankohdalla toteutuvia sähkönsiirtotehoja. Grafiikka on havainnollistavaa, joten esimerkiksi siirto Ruotsista Suomeen (1125 MW) ja Norjasta Suomeen (38 MW) esitetään kuviossa maantieteellisesti väärässä kohdassa. Kaikki merialueiden yhteydet ovat tasasähköyhteyksiä kaapeleilla merien pohjassa. Sähkönsiirron yhteydet vaikuttavat merkittävästi pörssisähkön hinnan muodostukseen ja sähköntuotantokapasiteetin käyttöön eri hinta-alueilla.

Kuvio 66. Sähkönsiirto eri alueiden välillä (MW) ja aluehinnat (€/MWh), esimerkki 31.10.2025 klo 7.29 (Svenska Kraftnet, 2025b)

6.2 Suomen kantaverkko

Energiavirasto on määrännyt sähköverkkoluvassa Suomen kantaverkon järjestelmävastaavaksi Fingrid Oyj:n. Fingridin tehtävä järjestelmävastaavana on ylläpitää jatkuvasti sähköjärjestelmä toimintakykyisenä siten, että

• sähköjärjestelmää käytetään joka hetki niin, että sen käyttövarmuus säilyy suunnitellulla ja sovitulla tasolla
• tuotanto ja kulutus ovat yhtä suuret
• häiriötilanteet selvitetään nopeasti. (Fingrid 2025d)

Lisäksi tehtävänä on mahdollistaa kansainvälinen sähkökauppa siten, että sähkömarkkinoille tarjotaan ja taataan mahdollisimman suuri siirtokapasiteetti. (Fingrid 2025d)

Fingrid vastaa sähkön siirrosta Suomen kantaverkossa, sähkönsiirron runkoverkossa. Kantaverkkoon ovat liittyneet suuret sähkön tuotantolaitokset, jakeluverkot ja suurteollisuus, ja siihen kuuluu yli 14 500 kilometriä 400, 220 ja 110 kilovoltin voimajohtoja, lukuisia sähköasemia sekä vakavissa häiriötilanteissa tarvittavia varavoimalaitoksia. Fingrid omistaa kantaverkon sekä yhdessä naapurimaiden kanssa kantaverkon ulkomaanyhteydet. Suomesta on tasasähköyhteydet naapurimaihin ja Suomen sähköjärjestelmä on osa yhteispohjoismaista sähköjärjestelmää, joka on kytketty Keski-Euroopan järjestelmään, kuvio 67. (Fingrid 2025e)

Kuvio 67. Fingridin sähkönsiirtoverkko eli kantaverkko (Fingrid 2025e)

Kantaverkon kehittämisessä ja suunnittelussa lähtökohtia ovat asiakastarpeet, sähkömarkkinoiden toimivuuden edistäminen, käyttövarmuuden säilyttäminen, siirtokapasiteetin varmistaminen, kustannustehokkuus sekä sähköverkon ikääntymisen hallinta. Sähkön siirtoverkkoa kehitetään pitkällä aikavälillä teknistaloudellisesti optimoiden, mutta samalla varmistaen tulevaisuuden toimintaedellytykset. Tätä varten laaditaan ja ylläpidetään kantaverkon kehittämissuunnitelmia, jotka koordinoidaan Itämeren alueen ja koko Euroopan kattavan verkkosuunnitelman kanssa. Suunnittelussa noudatetaan eurooppalaisia verkon mitoitusperiaatteita sekä suunnittelukäytäntöjä. (Fingrid 2025f) 

Fingridin noin kahden vuoden välein tekemässä sähköjärjestelmävisiossa tarkastellaan erilaisia mahdollisia tulevaisuuden sähköjärjestelmän kehityssuuntia. Uusimmassa Fingridin sähköjärjestelmävisiossa esitellään miltä sähköistynyt Suomi voisi näyttää vuonna 2040. Visiotyössä tarkastellaan vaikeasti ennustettavia pitkän aikavälin muutoksia skenaarioiden avulla, kuvio 68. Visiotyössä tunnistetut verkonvahvistustarpeet antavat kattavan lähtökohdan kantaverkon kehittämis- ja investointisuunnitelman päivittämiseen seuraavalle 10 vuodelle. (Fingrid 2026b) 

Kuvio 68. Sähköjärjestelmävision skenaariot (Fingrid 2026b)

Suomi on osa pohjoismaista synkronialuetta, johon kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja ja Itä-Tanska. Synkronialueella tarkoitetaan aluetta, jossa sijaitsevat sähköverkot ovat toisiinsa yhteydessä vaihtosähköyhteyksillä. Suomen kantaverkko liittyy Ruotsin verkkoon kolmella 400 kV vaihtosähköyhteydellä Pohjois-Suomessa. Lisäksi Norjaan on Inarista 220 kV vaihtosähköyhteys. Tietoa suunnitteilla ja kehitteillä olevista ulkomaanyhteyksistä on esitetty kantaverkon kehittämissuunnitelmassa (Fingrid 2025p).

Vaihtosähköyhteyksien lisäksi on rakennettu tasasähköyhteydet Fenno-Skan 1 Raumalta (siirtokyky 400 MW) Ruotsin Dannebohon ja Fenno-Skan 2 (siirtokyky 800 MW) Raumalta Ruotsin Finnböleen. Naantalista Ahvenanmaalle on tasasähköyhteys (siirtokyky 100 MW), jonka omistaa ja jonka käytöstä vastaa Kraftnät Åland. Suomen ja Viron välillä on kaksi tasavirtayhteyttä EstLink 1 (siirtokyky 350 MW) ja EstLink 2 (siirtokyky 650 MW). Pohjoismainen synkronialue kytkeytyy muihin synkronialueiden sähköjärjestelmiin tasavirtayhteyksien avulla. (Fingrid 2026c)

6.3 Kulutuksen ja tuotannon tasapaino

Kantaverkonhaltijoiden keskeinen tehtävä on ylläpitää tuotannon ja kulutuksen välinen tasapaino reaaliajassa. Tasapainoa varmistavia toimenpiteitä kutsutaan tasehallinnaksi. Tasapainoa voidaan mitata sähköverkon taajuudella ja eri säätöalueiden välisillä tasevirheillä. Pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä tasapainoa ylläpidetään nykyisin keskitetysti siten, että Norjan ja Ruotsin kantaverkonhaltijat Statnett ja Svenska Kraftnet arvioivat yhteispohjoismaisilta säätösähkömarkkinoilta tilattavan säädön määrän, joka perustuu ennustettuun pohjoismaiseen tasevirheeseen. (Fingrid 2025g)

Suomen sähkönkulutus on kaikkien verkkoon kytkettyjen kuormien summa, joten se vaihtelee jatkuvasti. Lisäksi kulutuksen taso muuttuu pidemmällä aikavälillä, tunneittain, vuorokausittain ja vuodenajoittain. Myös tuotannossa tapahtuu muutoksia lyhyellä ja pitkällä aikavälillä. Markkinatoimijoiden vastuulla on etukäteen suunnitella ja tasapainottaa tuotantonsa ja kulutuksensa. Suunnitelmat kuitenkin aina poikkeavat toteutuvasta ja Fingridin tehtävänä järjestelmävastaavana onkin huolehtia kulutuksen ja tuotannon tasapainosta kunkin tunnin aikana. (Fingrid 2025h)

Kulutuksen ja tuotannon hetkellinen tasapaino ilmenee sähköverkon taajuudesta (kuvio 69). Taajuus laskee alle 50 Hz nimellisarvon, kun kulutus on tuotantoa suurempi. Vastaavasti taajuus ylittää 50 Hz:n arvon, kun tuotanto on kulutusta suurempi. Taajuuden sallitaan vaihdella 49,9 ja 50,1 Hz välillä. Fingrid huolehtii kulutuksen ja tuotannon välisestä tasapainosta aktivoimalla säätötarjouksia ylläpitämiltään säätösähkömarkkinoilta ja varaamalla reservejä. Reservit ovat tuotantolaitoksen tai kulutusyksikön vapaata säätökykyistä pätötehokapasiteettia. (Fingrid 2025h)

Kuvio 69. Pohjoismaisen sähköverkon taajuustasapaino, epätasapaino näkyy taajuuden muutoksina (Svenska Kraftnet, 2025c)

Fingrid edistää sähkömarkkinoiden toimintaa osallistumalla aktiivisesti sähkömarkkinoiden ylläpitoon ja kehittämiseen, sekä kehittämällä sähkönsiirtoyhteyksiä pitkäjänteisesti ja ennakoivasti. Siirtoverkon kehittämisen lähtökohtina ovat asiakkaiden tulevat tarpeet (tuotanto ja kulutus), Itämeren alueen sähkömarkkinoiden toimivuuden edistäminen, kustannustehokkuus ja verkon ikääntymisen hallinta. Pohjoismaat on jaettu pohjoismaisen voimajärjestelmän fysikaalisen siirtokapasiteetin mukaan tarjousalueiksi. Tarjousalueiden sisällä sähkön hinta on aina yhtenäinen. Tarjousalueiden välillä hinta eroaa silloin, kun verkon siirtokapasiteetti rajoittaa tarjousalueiden välillä siirrettävän energian määrää. (Fingrid 2025i)

6.4 Liityntä kantaverkkoon

Fingrid on kehittänyt asiakkaiden suunnittelun tueksi verkkokiikari-karttanäkymän, joka tarjoaa tietoa kantaverkon liityntämahdollisuuksista eri sähköasemilla ja ajanjaksoilla sekä jo suunnittelussa tai toteutuksessa olevista tuotantohankkeista. Verkkokiikari tarjoaa asiakkaille avoimen kantaverkonsuunnittelun tilannekuvan ja tukee alueellisten visioiden toteutumista. Verkkokiikari visualisoi sekä sähkön tuotannon että kulutuksen verkkoliitynnän mahdollisuuksia kantaverkossa. Lisäksi kartalla esitetään mm. meneillään olevat kantaverkon voimajohto- ja sähköasemaprojektit sekä Fingridin oma kantaverkko-omaisuus perustietoineen (asemat, voimajohdot ja pylväät). (Fingrid, 2025j)

Kuvio 70. Fingridin verkkokiikarin näkymä merellisestä Lapista. (Fingrid, 2025k)

Verkkokiikarin näkymä kuviossa 70 Etelä-Lapista, vuosiarvion 2026 tilannenäkymää, asemapalleroiden värit kuvaavat sähkön tuotantolaitosten liittämiskapasiteettia eri jännitetasoilla ja esimerkkinä nähtävissä valittu sähköasema Simojoki 110 kV. Kuvassa nähtävissä myös eri vaiheessa olevia tuulivoimahankkeita ja valikosta voidaan valita tarkasteltavaksi myös kulutuksen liittämiskapasiteetti ja kantaverkon investointisuunnitelmat.

Fingrid toteuttaa asiakkaiden tarvitsemat liitynnät kantaverkkoon. Tällöin on varmistettava kantaverkon ja asiakasverkkojen yhteensopivuus ja sähkön siirtokyky liittymispisteissä. Kantaverkkoon liittyminen etenee vaiheittain ja liitynnät suunnitellaan hyvissä ajoin yhteistyössä asiakkaan kanssa, kuvio 71. Asiakkaan liityntätietojen pohjalta tarkastellaan liittymismahdollisuuksia ja sovitaan liittymistavasta. Liittymistapaa sovittaessa otetaan huomioon kantaverkon kapasiteetti, käyttövarmuus, siirtokyky, sähköturvallisuus, ympäristövaikutukset ja kokonaiskustannukset. Yleisissä liittymisehdoissa (YLE) on esitetty kantaverkkoliityntöjä koskevat vaatimukset. Liitynnän tarkemmat suunnitelmat tarkastutetaan Fingridillä, jonka jälkeen rakentaminen voidaan aloittaa. Käyttöönotosta sovitaan Fingridin käyttöorganisaation kanssa. (Fingrid, 2025l)

Liitettävyydellä tarkoitetaan liitynnän teknistä sopivuutta kantaverkkoon. Liitettävyyden selvittämiseksi, asiakkaan tulee lähettää liityntäkysely Fingridin karttapalveluun. Huolellisella valmistelulla varmistetaan liitynnän tekninen toteutettavuus ennen varsinaisen suunnittelun aloittamista ja maapohjan hankintaa. Liityntäpaikasta ja liitettävien hankkeiden koosta riippuen liitettävyydessä voi olla rajoituksia. Liitettävän tehon määrä riippuu myös alueen muiden hankkeiden sijoittumisesta sähköverkkoon. Liitettävyys ja kantaverkon kapasiteetti varmistuvat sopimusvaiheessa. Jos hanke vaatii uusien johtojen, muuntajien tai katkaisijoiden rakentamista, niiden toteuttaminen voi kestää useita vuosia. (Fingrid, 2025m)

Kuvio 71. Kantaverkkoon liittyjän prosessikaavio: liityntä kantaverkkoon, kulutusliittymä ja voimalaitosliittymä. (Fingrid, 2025l)

Fingrid on järjestelmävastuunsa perusteella asettanut vaatimukset Suomen voimajärjestelmään kytkeytyville sähkölaitteistoille ja voimalaitoksille. Yleiset liittymisperiaatteet ja ehdot on määritelty yleisissä liittymisehdoissa (YLE) sekä kantaverkkosopimuksessa (KVS). Näiden lisäksi on erikseen esitetty tarkemmat järjestelmätekniset vaatimukset voimalaitoksille, kulutukselle, sähkövarastoille ja tasasähköyhteyksille. Ehdot ja vaatimukset koskevat myös asiakkaan sähköverkkoon liittyneitä sähkölaitteistoja ja voimalaitoksia. (Fingrid 2025o)

Energiavirasto on vahvistanut Fingridin järjestelmätekniset vaatimukset voimalaitoksille ja sähkövarastoille 20.3.2025. Vaatimukset koskevat uusia voimalaitoksia ja sähkövarastoja, mutta niitä sovelletaan myös käytössä oleviin laitoksiin, mikäli laitoksen järjestelmäteknisiä ominaisuuksia muutetaan. Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset VJV2024 ja sähkövarastojen järjestelmätekniset vaatimukset SJV2024, astuvat voimaan välittömästi. Uusia vaatimuksia sovelletaan kaikkiin Suomen sähköjärjestelmään liitettäviin voimalaitoksiin ja sähkövarastoihin, joiden mitoitusteho on vähintään 0,8 kW. Järjestelmätekniset vaatimukset ovat:

• Yleiset liittymisohjeet (YLE)
• Kantaverkkosopimus (KVS)
• Voimalaitoksen järjestelmätekniset vaatimukset (VJV)
• Sähkövarastojen järjestelmätekniset vaatimukset (SJV)
• Kulutuksen järjestelmätekniset vaatimukset (KJV)
• Suurjännitteisten tasasähköjärjestelmien vaatimukset (HVDC)
• Järjestelmäteknisiä vaatimuksia: täydentäviä dokumentteja. (Fingrid 2025n)

6.5 Sähkönjakeluverkkoyhtiöt

Valtakunnallisen sähkönsiirron perusta on kantaverkko, jonka kautta sähköä siirretään kaikkialle Suomeen ja johon on liitetty ulkomaille yhteydessä olevat siirtoyhteydet. Fingridin asiakkaita ovat sähköntuotannon voimalaitokset, jakeluverkkoyhtiöt, sähkönkuluttajat ja muut sähkömarkkinatoimijat.

Kuvio 72. Sähkön reitti kantaverkosta kuluttajalle. (Fingrid lehti 2023)

Jakeluverkkoyhtiöt liittyvät joko suoraan tai alueverkkoyhtiöiden verkon kautta kantaverkkoon. Kantaverkon sähköasemalla on käytössä yleensä 400 kV ja 110 kV jännitteet. Tyypillisesti liityntäjännite on 110 kV jakeluverkkoyhtiön sähköasemalla, jossa sähkö muunnetaan päämuuntajalla 20 kV tai 10 kV keskijännitekojeistolle. Keskijänniteverkkoon kytketään teollisuuden ja suurien kiinteistöjen jakelumuuntajat ja muuntopiirien jakelumuuntajat 20/0,4 tai 10/0,4 kV, joilta sähkö jaetaan kuluttajien pääkeskuksiin, kuvio 72.

Kuviossa 73 on esitetty jakeluverkonhaltijoiden ja suljetun jakeluverkon haltijoiden maantieteelliset vastuualueet, joihin liittyvät verkonhaltijan oikeudet, velvoitteet ja vastuut. Energiavirasto määrää verkonhaltijalle sähköverkkoluvassa jakeluverkon osalta vastuualueen. Verkonhaltijoiden vastuualueiden tulee yhdessä kattaa koko Suomi Ahvenanmaan maakuntaa lukuun ottamatta, eivätkä vastuualueet saa olla päällekkäisiä. Energiavirasto valvoo myös, että vastuualuemuutokset täyttävät edellä mainitut vaatimukset. Vastuualuekartta kuvaa viimeisintä Energiaviraston vahvistamaa vastuualuerajatietoa. (Energiavirasto 2025d)

Kuvio 73. Sähköverkonhaltijoiden vastuualuekartta (Energiavirasto 2025d)

Karttaa klikkaamalla on nähtävissä vastuualueen verkonhaltijan nimi ja vastuualueen nimi. Kartan paikkahaun avulla voi hakea halutun sijainnin osoitteen, paikannimen tai kiinteistötunnuksen perusteella.  Koordinaattityökalun avulla voi keskittää kartan myös koordinaattien perusteella ja selvittää halutun pisteen koordinaatit. Kohdetietojen vastuualueluettelosta voi selata jakeluverkkoyhtiöiden vastuualueita ja niitä klikkaamalla voi korostaa vastuualueita kartalta. Karttatasoista voi valita taustalle myös kiinteistörajat ja -tunnukset sekä mitata kartalta etäisyyksiä ja pinta-aloja. (Energiavirasto 2025d)

Jakeluverkkoyhtiöiden vastuualueet ovat teknistaloudellisesti hyvin erilaisia, osalla asiakkaat ovat hajallaan laajalla alueella, jolloin on johtopituudet asiakasta kohden ovat pitkiä. Kaupungeissa tai niiden keskustoissa sähköverkko on toteutettu pääosin kaapeloituna ja johtopituudet asiakasta kohden ovat lyhyitä. Lapin maakunnassa toimivat jakeluverkkoyhtiöt ovat:

• Caruna Oy
• Enontekiön Sähkö Oy
• Keminmaan Energia ja Vesi Oy
• Koillis-Lapin Sähkö Oy
• Muonion Sähköosuuskunta
• Oulun Energia Kenve Oy
• Rantakairan Sähkö Oy
• Rovakaira Oy
• Rovaniemen Verkko Oy
• Tervolan Energian ja Vesi Oy
• TLS-verkko Oy
• Tornion Energia Oy
• Tunturiverkko Oy.

Sähköverkkotoimintaa saa harjoittaa Suomessa sijaitsevassa sähköverkossa vain Energiaviraston myöntämällä verkkoluvalla. Sähkö- ja maakaasuverkot muodostavat niin kutsuttuja luonnollisia monopoleja. Useiden verkkojen rakentaminen samojen asiakkaiden palvelemiseen ei ole taloudellisesti kannattavaa muutoin kuin poikkeustapauksissa, koska sähköverkkojen rakentaminen vaatii mittavia investointeja ja edellyttää riittävän suurta käyttöastetta. (Energiavirasto 2025e)

Sähköverkkojen on katsottu vaativan julkista sääntelyä, jolla pyritään ehkäisemään kohtuutonta hinnoittelua ja kannustamaan toiminnan tehostamiseen sekä riittävään laatuun. Sähkömarkkinoiden kilpailun turvaamiseksi verkon omistaja on myös velvollinen avaamaan verkkonsa kaikkien halukkaiden verkonkäyttäjien käyttöön. Sähköverkkotoiminnan harjoittaminen on säädetty luvanvaraiseksi, jotta sähkömarkkinalakien asettamien velvoitteiden noudattamista voidaan valvoa. (Energiavirasto 2025e)

Sähköverkonhaltijan on pyynnöstä ja kohtuullista korvausta vastaan liitettävä verkkoonsa tekniset vaatimukset täyttävät liittyjät. Liittämistä koskevien ehtojen ja teknisten vaatimusten on oltava avoimia, tasapuolisia sekä syrjimättömiä ja niissä on otettava huomioon järjestelmän toimitusvarmuus ja tehokkuus. Verkonhaltijan on julkaistava liittämistä koskevat vaatimukset, myyntiehdot, hinnastot ja liittymismaksujen määräytymisperusteet sekä kohtuullinen aika, jonka kuluessa verkonhaltija käsittelee liittymistä koskevat tarjouspyynnöt. Verkonhaltijan on annettava liittyjälle tämän pyynnöstä kattava ja riittävän yksityiskohtainen arvio liittymiskustannuksista sekä arvio liittymän toimitusajasta. (Energiavirasto 2025f)

Verkkoliitäntöjen verkkosäännöt asettavat vaatimuksia sähköverkkoliitännöille. Euroopan komissio on antanut kolme erillistä verkkoliitäntävaatimuksia koskevaa verkkosääntöä. Vaatimukset koskevat tuotannon ja kulutuksen sekä suurjännitteisten tasasähkököjärjestelmien verkkoliitäntöjä. Yhtenäisillä säännöillä pyritään luomaan selkeä oikeudellinen kehys verkkoliitännöille, helpottamaan unionin laajuista sähkökauppaa, varmistamaan käyttövarmuus, helpottamaan uusiutuvien energialähteiden liittämistä verkkoon, lisäämään kilpailua ja mahdollistamaan sähköverkon ja resurssien tehokkaampi käyttö kuluttajien hyödyksi. Verkkoliitäntävaatimukset on asetettu tuotannolle (RfG), kulutukselle (DCC) ja suurjännitteisille tasasähköjärjestelmille (HVDC). (Energiavirasto 2025f)

Energiavirasto valvoo verkkojen kehittymistä jatkuvasti. Tekniset tunnusluvut antavat energiavirastolle vuosittaisen tilannekuvan verkonhaltijoista ja muun muassa toteutuneesta toimitusvarmuudesta. Näitä tietoja käytetään verkkotoiminnan valvonnan pohjana erilaisia analyysejä, kuten maakaapeloinnin ja investointimäärien kehittymistä varten. Verkonhaltijoiden on toimitettava määritetyt tiedot vuosittain toukokuun loppuun mennessä Energiavirastolle. Tietoja kerätään muun muassa energia- ja asiakasmääristä, keskeytysten vaikutuksista sekä investoinneista. Tekniset tunnusluvut ovat julkisia. (Energiavirasto 2025g)

Verkonhaltijan on ylläpidettävä, käytettävä ja kehitettävä verkkoaan sekä yhteyksiä toisiin verkkoihin. Kehittämisen arvioinnin lähtökohtana ovat verkkojen toiminnalle säädetyt vaatimukset ja verkon käyttäjien kohtuulliset tarpeet. Säädetyillä vaatimuksilla tarkoitetaan muun muassa jakelun käyttövarmuuteen sekä laatuun liittyviä vähimmäisvaatimuksia. Verkon käyttäjien kohtuullisilla tarpeilla viitataan yleisesti siihen, ettei täysin keskeytyksetöntä ja virheetöntä jakelua ole taloudellista vaatia. (Energiavirasto 2025g)

Sähköverkon kehittämisvelvollisuutta täydentää sähkönjakelun toiminnan laatuvaatimukset, joiden mukaan myrskyn tai lumikuorman seurauksena sähkönjakeluun ei saa aiheutua asemakaava-alueilla yli 6 tunnin ja asemakaava-alueiden ulkopuolella yli 36 tunnin keskeytystä. Jakeluverkonhaltijoiden on laadittava kehittämissuunnitelmat, joiden mukaisilla toimenpiteillä laatuvaatimukset tullaan täyttämään. Kehittämissuunnitelmat jätetään jokaisen parillisen vuoden kesäkuun loppuun mennessä valvontatietojärjestelmään. (Energiavirasto 2025g)

Verkonhaltijan on huolehdittava sähköverkkonsa varmasta, luotettavasta ja tehokkaasta käytöstä. Tämän mahdollistavien sähköverkon käytön lisäpalvelujen sekä kulutusjouston ja energiavarastojen edellyttämien palvelujen tarjoaminen on myös verkonhaltijan vastuulla. Energian varastoinnilla sähköverkosta tarkoitetaan sähkömarkkinalainsäädännössä:

• sähkön loppukäytön siirtämistä sen tuottamisen jälkeiseen ajankohtaan
• sähköenergian muuntamista sellaiseen energiamuotoon, jota voidaan varastoida
• tällaisen energian varastointia sekä myöhempää muuntamista sähköenergiaksi tai käyttöä toisena energiankantajana. (Energiavirasto 2025h)

Lähtökohtaisesti verkonhaltija ei saa harjoittaa energiavarastoliiketoimintaa. Verkonhaltija saa pääsäännöstä poiketen kuitenkin omistaa, kehittää, hallinnoida ja käyttää energiavarastoja, jotka ovat verkonhaltijan kiinteitä verkkokomponentteja. Toiminta on luvanvaraista. Energiaviraston myöntää verkonhaltijan hakemuksesta tälle luvan omistaa, kehittää, hallinnoida ja käyttää tällaisia energiavarastoja. (Energiavirasto 2025h)

Joustopalveluiden hyödyntämisvelvollisuus koskee jakeluverkonhaltijoita.
Jakeluverkonhaltijan on mahdollisuuksien mukaan hyödynnettävä joustopalveluja jakeluverkkonsa käytön ja kehittämisen tehostamiseksi sekä siirtorajoitusten hallitsemiseksi vastuualueellaan tai vastuualueensa rajojen yli tapahtuvissa siirroissa. Jakeluverkonhaltijan on hankittava joustopalvelut avointen, syrjimättömien ja markkinapohjaisten menettelyjen mukaisesti, ja luotava joustopalveluiden hankinnalle ehdot. (Energiavirasto 2025h)

Verkonhaltijan on hankittava sähköverkkoaan varten tarvittavat taajuuteen vaikuttamattomat lisäpalvelut kiinteitä verkkokomponentteja lukuun ottamatta avointen, syrjimättömien ja markkinapohjaisten menettelyjen mukaisesti. Lisäpalveluiden käytön velvollisuus koskee kaikkia sähköverkonhaltijoita, lukuun ottamatta suljetun sähköverkon haltijoita.  (Energiavirasto 2025h)

Energiavirasto valvoo sähköverkkoyhtiöiden liittymismaksujen kohtuullisuutta ja määräytymisperusteita. Energiaviraston liittymien hinnoittelumenetelmien ohjeistuksessa on esitetty menetelmät liittämisestä perittävien maksujen määrittämiseksi (Energiavirasto 2018, Energiavirasto 2025).

Kuvio 74. Esimerkki sähköliittymän vyöhykehinnoittelusta (Rovakaira 2025)

Jakeluverkkoyhtiöllä on heidän sähköliittymien hinnoitteluperiaatteet ja ohjeistukset esitettyinä verkkosivuillaan.  Hinnoittelu voi perustua hintavyöhykkeisiin, aluehintoihin tai tapauskohtaiseen hinnoitteluun alueen verkkoyhtiön ohjeistuksen mukaisesti. Vastaavasti tuotannon ja sähkövaraston liittämiseksi on sähköjakeluyhtiöillä käytössä lomakkeet ja ohjeistukset, jotta mikrotuotanto voitaisiin katsoa turvalliseksi liittää sähköverkkoon. Esimerkki kulutusliittymän vyöhykehinnoittelun periaatteesta on esitetty kuviossa 74.

Energiavirasto valvoo verkkoyhtiöiden hinnoittelua kokonaisuutena neljän vuoden jaksoissa. Virasto on vahvistanut etukäteen kahdeksaksi vuodeksi sähkö- ja maakaasuverkkoyhtiöille menetelmät, joiden perusteella valvontaa suoritetaan. Valvonta perustuu sähkö- ja maakaasumarkkinalainsäädäntöön sekä Energiaviraston näiden perusteella vahvistamiin kohtuullisen hinnoittelun valvontamenetelmiin sekä oikeuskäytäntöön. (Energiavirasto 2026, Energiavirasto 2023)

Esimerkki pienkuluttajan sähköliittymän sähkön siirtomaksusta on esitetty kuviossa 75. Verkkopalvelumaksu perustuu jakeluverkkoyhtiöillä yleensä valittuun tariffiin ja pääsulakekokoon ja jakautuu kuukausimaksuun (€/kk) ja siirtomaksuun (snt/kWh). Hintoihin lisätään sähkövero ja huoltovarmuusmaksu.

Kuvio 75. Esimerkki jakeluverkkoyhtiön siirtomaksusta. (NEVE 2025)

7. Tulevaisuuden näkymistä

7.1 Kantaverkon visiot ja kehittämissuunnitelmat

Fingridin sähköjärjestelmävision tavoitteena on esitellä miltä sähköistynyt ja kilpailukykyinen Suomi näyttää vuonna 2040. Visiossa tarkastellaan Suomen energiajärjestelmän vaihtoehtoisia kehityspolkuja sekä luodaan näkemys kantaverkon kehittämistarpeista pitkällä aikavälillä. Sähköjärjestelmävisiossa kantaverkon verkkovahvistusten tarvetta arvioidaan erilaisissa skenaarioissa. Skenaarioiden kasvutekijöinä on huomioitu muun muassa Suomen ilmastotavoitteet ja muun muassa hiilineutraaliuden saavuttamiseen tähtäävät teollisuuden vähähiilisyystiekartat, VTT:n laatimat skenaariot liikenteelle ja lämmityksen voimakas sähköistyminen. Jokaisessa skenaariossa on myös omat kasvutekijänsä ja siten ne edustavat sähkön kulutuksen ja tuotannon erilaisia, mutta mahdollisia kehityspolkuja. Nämä kehityspolut on valittu siten, että ne haastavat kantaverkon kehittämistä eri tavoin ja auttavat varautumaan kantaverkon suunnittelussa erilaisiin tulevaisuuskuviin. (Fingrid 2025q)

Kuvio 76. Kantaverkkovahvistusten analysointi sähköjärjestelmävisiossa (Fingrid 2025q)

Kaksi tärkeintä skenaariomuuttujaa ovat sähkön kulutuksen kasvunopeus sekä sähkön kulutuksen joustavuus (kuvio 76). Näistä on luotu neljä skenaariopohjaa:

• sähköä dataksi
• vedystä valtavirtaa
• voimaa vakaasti
• notkeaa kehitystä. (Fingrid 2025q)

Tuotanto- ja kulutusinvestointien sijainnilla on keskeinen vaikutus sähkönsiirtotarpeisiin ja sitä kautta tarvittaviin verkkoinvestointeihin. Fingridin verkon suunnitteluskenaario ja liityntäkyselyt toimivat pohjana tuotanto- ja kulutusinvestointien sijaintioletuksille visiotyössä. Vision skenaarioissa on tehty myös vaihtoehtoisia oletuksia, jotka tukevat skenaarioiden toteutumista. Investointien sijaintia ohjaavat osaltaan Fingridin saamat liityntäkyselyt ja niiden pohjalta kehitetty verkon suunnitteluskenaario vuoteen 2035 saakka. Vision skenaarioissa on kuitenkin tehty myös verkon suunnitteluskenaariosta eriäviä lähtöoletuksia. Tarkemmin visioita on kuvattu loppuraportissa ja visioiden pohjalta saatuja tuloksia on käytetty kantaverkon siirtotarpeiden arvioinnissa (kuvio 77), tuloksena ovat kehitystarpeet, jotka esitetty kuviossa 78. (Fingrid 2025q)

Kuvio 77. Kantaverkkovahvistusten tarpeiden analysointi sähköjärjestelmävisiossa (Fingrid 2025r)

Kuvio 78. Yhteenveto skenaarioiden kantaverkon vahvistustarpeista 2040 (Fingrid 2025q)

Kantaverkon kehittämissuunnitelman 2026–2035 tavoitteena on mahdollistaa ilmastotavoitteiden ja hyvinvointia luovien puhdasta sähköä hyödyntävien teollisten investointien toteutuminen. Puhdas, edullinen ja toimitusvarma sähkö on Suomen kilpailukyvyn kannalta keskeinen tekijä ja hyvinvoinnin lähde. Fingrid investoi enemmän kuin koskaan aiemmin: vuosina 2025–2028 investointeja 1,7 miljardia euroa. Kehittämissuunnitelmassa (kuvio 79) esitetyt hankkeet perustuvat Fingridin ennusteisiin asiakastarpeista, joiden perusteella on tunnistettu etenkin kantaverkon keskeisten runkoyhteyksien kehitystarpeet. Suunnitelmassa on esitetty myös ne asiakkaiden tarpeita palvelevat voimajohtohankkeet, joiden kaavoitus ja luvitus ovat edenneet. Aikataulut voivat elää asiakastarpeiden ja ennusteiden tarkentuessa. (Fingrid 2025s)

Kuvio 79. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2026–2035 verkkovahvistukset (Fingrid 2025s)

Pohjois-Suomen suunnittelualue kattaa pinta-alaltaan yli kolmanneksen Suomen kokonaispinta-alasta Suurin osa alueesta on harvaan asuttua ja siirtoetäisyydet ovat pitkiä 400 kV verkko ulottuu Oulujoen korkeudelta Pyhänselän ja Pikkaralan sähköasemilta Rovaniemen korkeudelle Petäjäskosken ja Pirttikosken sähköasemille, josta kantaverkko jatkuu pohjoiseen 220 kV verkkona. Kehittämissuunnitelman Lapin ja Meri-Lapin alueen investointitarpeet ovat esitetty kuvioissa 80 ja 81. (Fingrid 2023)

Kuvio 80. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2024–2033 Lapin verkkovahvistukset (Fingrid 2023)

Kuvio 81. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2024–2033 Meri-Lapin verkkovahvistukset (Fingrid 2023)

Kehittämissuunnitelman 2026–2035 mukaiset alustavat aikataulut ja kehittämiskohteet Lapissa ovat esitetty kuvioissa 82 ja 83 (Fingrid 2026p).

Kuvio 82. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2026–2035 Lapin verkkovahvistukset (Fingrid 2025p)

Kuvio 83. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2024–2033 Meri-Lapin verkkovahvistukset (Fingrid 2025p)

Suurimpia sähkönkuluttajia alueella ovat teräs- ja metsäteollisuus, kaivokset, laskettelukeskukset ja suurimmat kaupunkialueet, kuten Oulu ja Rovaniemi. Torniossa sijaitseva Outokummun Tornion terästehdas on Pohjoismaiden suurin yksittäinen sähkönkäyttäjä. Metsä Fibre on korvannut Kemin sellutehtaan biotuotetehtaalla, joka oli Suomen metsäteollisuuden historian suurin tehdasinvestointi. Lapin alueella sijaitseva Elijärven kaivos on ainoa Kromikaivos EU:n alueella ja Suurkuusikon kultakaivos on Euroopan suurin. Kevitsan kaivos on Suomen merkittävimpiä työllistäjiä kaivosteollisuudessa. (Fingrid 2023)

Alueen sähköntuotanto koostuu pääosin vesi- ja tuulivoimasta sekä teollisuuslaitosten yhteydessä olevista voimalaitoksista. Erityisesti Kemin ja Oulun välisellä rannikkoalueella on merkittävä tuulivoimakeskittymä, ja suunnittelualueella on myös huomattava määrä uusia suunnitteilla olevia tuulivoimahankkeita. Kemijoen, Iijoen, Kitisen ja osittain Oulujoen vesivoimalaitokset sijoittuvat suunnittelualueelle ja muodostavat suurimman osan Suomen vesivoimatuotannosta. Tulva-aikana, tyypillisesti toukokuussa, vesivoimalaitokset tuottavat sähköä täydellä teholla, kun taas muina aikoina vesivoimaa pystytään säätämään markkinatilanteen mukaan. Kemijoki Oy:llä on lisäksi selvityksessä Kemijoen vesistöalueelle rakennettavia 200–600 MW pumppuvoimaloita. (Fingrid 2023)

Voimajohtohankkeiden etenemisen pääpiirteet on esitetty oheisessa kuviossa 84 ja tarkemmin lähteessä.

Kuvio 84. Kantaverkon rakentamisen vaiheet. (Fingrid 2025t)

7.2 Tuotannon ja kulutuksen hankkeista

Sähköntuotannon eri hankkeista on saatavilla tietoa esimerkiksi Fingrid karttapalvelusta (Fingrid 2025k). Suomen uusiutuvat ry:n sivuilta on saatavilla tietoja aurinko- ja tuulivoiman osalta karttapalvelusta (Suomen uusiutuvat 2025a ja Suomen uusiutuvat 2026b) ja erikseen myös yhteenvetoina kuvio 85 (Suomen Uusiutuvat 2025d; Suomen Uusiutuvat 2026c).

Kuvio 85. Aurinkovoiman, maatuulivoiman ja merituulivoiman hankkeiden tilanne talvella 2026. (Suomen Uusiutuvat 2025d; Suomen Uusiutuvat 2026c).

Uusiutuvan energian hankkeiden lupamenettelyt käsiteltiin keskitetysti Etelä-Pohjanmaan ELY-keskuksessa vuoden 2025 loppuun asti ja vuoden 2026 alusta alkaen uudessa lupa- ja valvontavirastossa.

Lupa- ja valvontaviraston tehtävänä on ympäristöllisten menettelyjen sujuvoittaminen. Lupa- ja valvontavirasto edistää vihreää siirtymää muun muassa sujuvoittamalla vihreän siirtymän hankkeiden käsittelyä sekä neuvomalla yrityksiä hankkeisiin liittyvissä viranomaismenettelyissä. Useat vihreän siirtymän hankkeet vaativat toteutuakseen ympäristövaikutusten arviointia, ympäristölupaa, vesilupaa tai kaavamuutosta. Viraston asiantuntijat huolehtivat, että vihreän siirtymän hankkeiden ympäristöä koskevat tarpeet tunnistetaan ajoissa (esimerkiksi ympäristövaikutusten arviointimenettelyn käynnistämisen tai ympäristöluvan tarve) ja varmistavat riittävän yhteydenpidon eri viranomaisten välillä. (Lupa- ja valvontavirasto, 2026a)

Osa vihreän siirtymän hankkeista voi edellyttää ympäristövaikutusten arviointimenettelyä (YVA) suoraan YVA-lain hankeluettelon perusteella tai Lupa- ja valvontaviraston päätöstä arviointimenettelyn soveltamistarpeesta. Ympäristövaikutusten arvioinnin tarkoituksena on varmistaa, että suunnitteilla olevan hankkeen ympäristövaikutukset selvitetään riittävällä tarkkuudella silloin, kun hanke todennäköisesti aiheuttaa merkittäviä ympäristövaikutuksia.  Hankkeen laajuudesta ja tyypistä riippuen sen toteuttaminen voi edellyttää lupaa tai lupia eri viranomaistahoilta. Ympäristön pilaantumisen vaaraa aiheuttavaan toimintaan on oltava ympäristölupa, ja lupamääräyksillä varmistetaan, että toiminta täyttää ympäristönsuojelulainsäädännön vaatimukset. Lupa- ja valvontaviraston lisäksi ympäristölupia käsittelevät kunnat. (Lupa- ja valvontavirasto, 2026a)

Energiansiirron osalta vihreän siirtymän hankkeet saattavat edellyttää lunastuslupaa, jonka myöntää joko valtioneuvosto tai Maanmittauslaitos. Lupa- ja valvontavirasto toimii YVA-menettelyä edellyttävien hankkeiden lunastusluvissa ympäristön turvaamiseksi annettuja määräyksiä valvovana viranomaisena. (Lupa- ja valvontavirasto, 2026a)

Vihreän siirtymän hankkeiden ympäristö- ja vesilupamenettelyiden käsittelylle on annettu väliaikainen etusija vuoteen 2032 saakka. Lupa- ja valvontavirastolta täytyy pyytää hankkeen pääsyä etusijamenettelyyn. Etusijamenettely koskee seuraavia vihreän siirtymän hankkeita: 

• Energiatuotantolaitoksia, joka tuottavat energiaa uusiutuvalla energialla, sekä merituulivoimaloita ja niihin liittyvät vesitaloushankkeita 
• Uusiutuvaan energiaan tai sähköistämiseen perustuvia fossiilisten polttoaineiden tai raaka-aineiden käyttöä korvaavia teollisuuden hankkeita
• Vedyn valmistusta ja hyödyntämistä, lukuun ottamatta vedyn valmistusta fossiilisista polttoaineista
• Hiilidioksidin talteenottoa, hyödyntämistä ja varastointia
• Akkutehtaita ja akkumateriaalien valmistusta, talteenottoa ja uudelleenkäyttöä 
• Palvelinkeskusta, jonka tuottamasta hukkalämmöstä pääosa hyödynnetään 
• Ydinvoimalaitosta
• Euroopan komissiolta strategisen aseman saaneita kriittisten raaka-aineiden hankkeita
• Työ- ja elinkeinoministeriöltä strategisen aseman saaneita nettonollahankkeita. (Lupa- ja valvontavirasto, 2026a)

Ympäristövaikutusten arviointimenettelyn (YVA-menettely) tarkoituksena on selvittää hankkeen merkittävät haitalliset ympäristövaikutukset jo hankkeen suunnitteluvaiheessa. Lupa- ja valvontavirasto toimii YVA-menettelyissä yhteysviranomaisena. YVA-menettelyä sovelletaan hankkeisiin ja niiden muutoksiin, joilla todennäköisesti on merkittäviä ympäristövaikutuksia. YVA-menettelyn avulla pyritään vähentämään tai kokonaan estämään hankkeen haitallisia ympäristövaikutuksia. YVA-menettelyn avulla saadaan tietoa siitä, mitä tietyn hankkeen toteuttaminen käytännössä merkitsee ja millaisia vaikutuksia se aiheuttaisi ympäristölle. Menettely tulee tehdä sellaisessa suunnitteluvaiheessa, jossa hankkeen toteuttamiselle on vielä vaihtoehtoja ja niiden todennäköisesti merkittäviä vaikutuksia voidaan vertailla. Tavoitteena on löytää hankkeen toteuttamiselle vaihtoehto, jolla olisi mahdollisimman pienet haitalliset ympäristövaikutukset. (Lupa- ja valvontavirasto, 2026b)

Puhtaan siirtymän teollisuuslaitokset ovat olennainen osa teollisuuden rakenteellista muutosta ja siirtymää kohti vähäpäästöisiä energiajärjestelmiä. Hankkeiden sijoittamissuunnittelussa on välttämätöntä tunnistaa eri hanketyyppien erityispiirteet, jotta ne pystytään riittävästi huomioimaan laitosten sijoittamista suunnitellessa. Tätä varten on koottu tietoa erilaisten puhtaan siirtymän teollisuuslaitosten ominaisuuksista ja vaikutuksista sekä sijoittamislupaprosessista. (Pilli 2025a, Pilli 2025b)

Suomen vihreiden investointien hankkeista saa käsityksen Elinkeinoelämän keskusliiton dataikkunasta, johon on kerätty elinkeinoelämän eri sektorien investointihankkeiden yleisiä tietoja karttanäkymään ja Excel-taulukkoon. Elinkeinoelämän keskusliiton vihreiden investointien dataikkunassa on esitetty eri vaiheissa olevia investointeja vihreän siirtymän eri osa-alueilta, kuvio 86. (Elinkeinoelämän keskusliitto 2026)

Kuvio 86. Suomen vihreät investoinnit paikkakunnittain EK dataikkunassa 2026 (Elinkeinoelämän keskusliitto 2026)

Alueellisesti myös Lapin kauppakamari on arvioinut Lapin maakunnan investointeja. Lapissa on yhteensä 30,9 mrd. euron edestä nimettyjä investointihankkeita, jotka arvioidaan mahdolliseksi toteuttaa tai käynnistää seuraavien kymmenen vuoden kuluessa. Vuonna 2025 investointien kokonaisuudesta oli käynnissä arviolta vain 5 %, mutta valtaosa osa hankkeista on suunnittelu- ja luvitusprosesseissa. (Lapin kauppakamari 2025)

7.3 Lapin energiastrategia

Lapin liiton julkaisema Lapin energiastrategia kokoaa yhteen Lapin energiajärjestelmän tilannekuvan ja tarkastelee sekä analysoi mahdollisia kehityskuvia energia­järjestelmän kehittämiseen ulottuen vuoteen 2050. Strategia pohjautuu Lapin aluekehittämi­sen tavoitteisiin sosiaalisesti, ekologisesti ja ta­loudellisesti kestävästä kehityksestä aluetasolla. Energiastrategian tavoitteena on tukea tilanne- ja tulevaisuuskuvan muodostamista energiajärjes­telmän kehittämisestä, jolla vahvis­tetaan alueen elinvoimaa ja edistetään ilmasto­tavoitteiden saavuttamista. (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Energiastrategialla linjataan alueellisen energiajärjestelmän visio 2050 ja periaatteet, joilla edistetään energiamur­roksen toteuttamista Lapissa. Energiajärjestel­män alueellisella ja strategisella tarkastelulla on tarkoitus tukea Lapin keskeisten toimialojen kasvihuonepäästöjen vähentämistä, lisäarvon tuottamista sekä edesauttaa toimintaympäristön muutoskyvyn ja huoltovarmuuden vahvistamista tavoitellen oikeudenmukaisempia ja kestävämpiä ratkaisuja. Energiasektorin rooli ilmastonmuutoksen hillinnässä on keskeisessä osassa ja energi­astrategialla tarkennetaan Lapin ilmastostrate­gian energiaa käsittelevän osuuden tavoitteita ja toimia. (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Lapin ilmasto- ja energiastrategian laadinnassa koko energiasektorin nykytilanne kuvaus on perustunut vuoden 2023 tilastotietoihin, joiden perusteella on laadittu Lapin maakunnan energiatase, kuvio 87. Teollisuus on Lapin merkittävin energian kuluttaja ja tuottaja. Lämmöntuotanto (sekä erillistuotanto että lämmön ja sähkön yhteistuotanto, eli CHP) perustuu pääasiassa biomassaan, turpeeseen ja teollisuuden omaan CHP-tuotantoon. Lämmöntalteenoton ja lämpöpumppujen rooli oli kokonaisuudessaan vielä pieni. Vuonna 2023 lämmöntuotannossa ei ollut käytössä yhtään sähkökattilaa. (Lapin liitto 2025)

Kuvio 87. Lapin energiatase vuonna 2023 (GWh). Energiantuotanto esitetään kuvan vasemmalla puolella ja energiankäyttö oikealla. (Lapin liitto, 2025)

Lapin energiajärjestelmän nykytilan sekä kansal­lisen ja kansainvälisen toimintaympäristön kehi­tysnäkymien perusteella on muodostettu neljä eri kehityskuvaa (skenaariota) hahmottamaan mah­dollisia suuntia energia-alan kehittämiseen Lapis­sa. Skenaariot ovat 1) Vaihtelevan uudistumisen skenaario, 2) Tasaisen uudistumisen skenaario, 3) Maakunnan mullistumisen skenaario ja 4) Py­sähtyneisyyden skenaario. Kehityskuvien avulla analysoitiin järjestelmään vaikuttavia tekijöitä ja merkitystä osana laajempaa aluekehittämistä. Analyysiin sisältyviä tekijöitä ovat uusiutuva ener­gia, vetytalous, aluetalous, aluerakenne, ympäris­tö ja sosiaalinen hyväksyttävyys. Skenaarioiden taustaoletukset ja lähteet ovat esitetty kuviossa 88.

Kuvio 88. Skenaarioiden Energiataseiden laskennassa käytetyt taustaoletukset ja lähteet (Lapin liitto, 2025)

Energian tuotannon ja kulutuksen muutosta eri kehityskuvissa tarkastellaan energiataseske­naarioissa, joissa nykytila on Lapin energiatase vuonna 2023 ja muutos arviona vuodelle 2050. (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Näiden Lapin energiastrategian kehi­tyskuvien tarkastelussa on syytä huomioida, että niiden ei oleteta toteutuvan sellaisinaan, koska toteutumiseen liittyy useita mm. toimintaympä­ristöön, investointien toteutumiseen tai tekno­logian kehitykseen ja käyttöönottoon liittyviä epävarmuustekijöitä. Lisäksi skenaarioihin tuo epävarmuutta tarpeet selvityksistä, joilla tarken­netaan mm. ympäristön ja luonnon reunaehtoja. Sen sijaan kehityskuvilla pyritään havainnollista­maan millaisia tekijöitä ja yhteisvaikutuksia kehi­tyksen taustalla voi olla ja siten tukea keskuste­lua halutusta kehityssuunnasta. (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Lapin energiastrategian jokainen skenaario koostuu erillisistä tarinoista, jotka kuvaavat erilaisia kehityssuuntia ja vastaavat keskeisiin strategisiin kysymyksiin. Näiden avulla voidaan tunnistaa vaihtoehtoisia polkuja ja arvioida niiden vaikutuksia. Skenaarioiden keskeiset muuttujat liittyvät muun muassa luonnon hyvinvointiin, taloudelliseen ja sosiaaliseen kestävyyteen, teknologiseen kehitykseen, alueellisiin erityispiirteisiin, resilienssiin ja riskeihin. Analyysissä on huomioitu Lapin erityisolosuhteet, kuten väestönkehitys, energiantuotanto ja -kulutus, vedyn tuotanto ja käyttö, siirtoverkot, liikennejärjestelmät sekä poliittiset ja taloudelliset muutostekijät. (Lapin liitto 2025)

Kuvio 89. Tasaisen uudistumisen skenaarion vaikutukset. (Lapin liitto, 2025)

Neljästä skenaariosta tässä on esitelty yksi. Uudistuminen tasaisesti –skenaariossa energia­järjestelmän kehittäminen etenee vaihtelevaa skenaariota tasaisemmin. Skenaariossa Lap­pi näyttäytyy hankekehittäjille potentiaalisena alueena ja energiajärjestelmän kehittämiseen liittyvää rahoitusta ja osaavaa työvoimaa on saa­tavilla (Kuvio 89). (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Energiajärjestelmää kehitetään pienillä hankkeilla, mutta järjestelmää vahvem­min uudistavat hankkeet jäävät toteutumatta. Skenaariossa energiatase kasvaa 2,5-kertaisesti (Kuvio 90). Uusiutuvan energian tuotanto kasvaa huomattavasti, erityisesti tuulivoiman ansiosta. Uusiutuvan energian tuotannon osuuden kasva­essa fossiilisista polttoaineista irtaantuminen etenee merkittävästi, mutta niiden merkitys huol­tovarmuuden ylläpitämisessä säilyy. Liikennekäytössä öljy korvataan sähköllä ja e-polttoaineilla. Skenaariossa vetytalouden kehittäminen etenee eritysesti Meri-Lapin alueella, mutta vedyn hyö­dyntäminen jää maltilliselle tasolle. (Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a)

Kuvio 90. Tasaisen uudistumisen skenaarion vaikutukset energiataseeseen. (Lapin liitto, 2025)

Lapin ilmasto- ja energiastrategian toimenpidesuosituksilla tavoitellaan periaatteiden ja vision toteutumista. Toimia seurataan strategiassa määritetyillä vastaavilla laadullisilla indikaattoreilla. Suositukset ovat:

• Kehitetään energiajärjestelmää maakuntakaavoituksella esim. oikeusvaikutteisen energiavaihemaakuntakaavan laatiminen Lapissa.
• Kehitetään energiatuotannon monipuolisuutta, millä lisätään puhtaan energian tuotantoa, tuetaan Lapin toimialojen päästöjen vähentämistä ja jalostusasteen nostamista sekä alueellista huoltovarmuutta.
• Kehitetään energiahankkeiden osallistamista, vuoropuhelua ja oikea-aikaisen, luotettavan ja hyödyllisen tiedon tuottamista.
• Edistetään kuntien ja julkisen alan toimijoiden liittymistä energiatehokkuussopimukseen kaudelle 2026–2035.
• Vahvistetaan kuntien välistä yhteistyötä energiateollisuusalueiden kehittämiseen.
• Tuetaan energia-alan tutkimus-, kehitys- ja innovaatiotoimintaa alueellisen osaamisen vahvistamiseksi ja kansainvälisen hanketyön lisäämiseksi

Lapin energiastrategian laatimistyössä on hyödynnetty aiemmin vuonna 2024 julkaistua Lapin aurinko- ja tuulivoimaselvitystä 2023–2024. Selvityksessä on tarkasteltu potentiaalisia voimalaitosten sijoittumisalueita Lapin maakunnassa ja siinä on huomioitu tuuli ja aurinkovoimaloiden yhteisvaikutuksia, kuten yhdyskuntarakenne, asumisviihtyvyys, virkistyskäyttö, poroelinkeino, saamelaiskulttuuri, matkailu, liikenne, maisemat, linnusto, petoeläimet, luontokohteet, ilmasto ja talous. Skenaarioiden tulokset on esitetty selvityksessä. (Lapin liitto 2024)

7.4 Sähkömarkkinat ja joustot

Sähköjärjestelmässä tuotannon ja kulutuksen on oltava jatkuvasti tasapainossa. Sähkömarkkinoilla sähkön tuottajilla ja kuluttajilla on kannustin tasapainottaa sähkön tuotantonsa, käyttönsä, myyntinsä ja hankintansa eli sähkötaseensa mahdollisimman hyvin. Tuottajat myyvät etukäteen sähkön, jonka aikovat tuottaa, ja kuluttajat ostavat etukäteen sähkön, jonka aikovat kuluttaa. Siten sähkömarkkinoilla toimivat yritykset hoitavat keskenään suurimman osan sähköjärjestelmän tasapainottamisesta ennen sähkön käyttöhetkeä. (Fingrid 2026d)

Pohjoismaat on jaettu pohjoismaisen voimajärjestelmän fysikaalisen siirtokapasiteetin mukaan tarjousalueiksi. Tarjousalueiden sisällä sähkön hinta on aina yhtenäinen. Tarjousalueiden välillä hinta eroaa silloin, kun verkon siirtokapasiteetti rajoittaa tarjousalueiden välillä siirrettävän energian määrää. Kun siirtoverkossa on pullonkaulatilanne, kantaverkkoyhtiöt saavat markkinaosapuolista siirtokapasiteetin käytöstä tuloa, jota kutsutaan pullonkaulatuloksi. Fingrid käyttää saamansa pullonkaulatulot EU-lainsäädännön mukaisesti siirtokyvyn ylläpitämiseen ja kasvattamiseen rajajohdoilla. (Fingrid 2026e)

Toimivat sähkömarkkinat ovat kustannustehokkain tapa toteuttaa sähkön kysynnän ja tarjonnan tasapainottaminen. Sähkömarkkinoilla muodostuva hinta ohjaa tehokkaasti markkinatoimijoiden sähkön tuotanto- ja kulutuspäätöksiä lyhyellä aikavälillä sekä investointeja pitkällä aikavälillä. (Fingrid 2026f)

Sähkömarkkinoiden kysyntä ja tarjonta muodostuvat tuottajien tuottamasta ja kuluttajien käyttämästä sähköstä. Sähköverkkoyhtiöt toimivat markkinoiden mahdollistajina, kun sähköverkot yhdistävät sähkön tuotannon ja kulutuksen fyysisesti toisiinsa. Kantaverkkoyhtiöt siirtävät sähköä voimalaitoksilta jakeluverkkoyhtiöille sekä suoraan suurkuluttajille. Jakeluverkkoyhtiöt jakavat sähkön edelleen omille asiakkailleen. Hajautetun tuotannon yleistyessä tuotantoa siirtyy pienjänniteverkkoihin ja tällöin myös yksittäinen pienkuluttaja voi tuottaa sähköä sähkömarkkinoille. Suomi on osa yhteispohjoismaista sähköjärjestelmää ja eurooppalaisia tukkusähkömarkkinoita. (Fingrid 2026f)

Sähköstä käydään kauppaa erilaisilla markkinapaikoilla, kuvio 91. Sähkön johdannaismarkkinoilla käydään kauppaa sähkön hintaan liittyvillä johdannaistuotteilla, kuten futuureilla ja optioilla. Vuorokausimarkkinoilla käydään joka päivä kauppaa seuraavan vuorokauden jokaiselle tunnille. Päivänsisäiset markkinat antavat markkinatoimijoille mahdollisuuden korjata tuotanto- ja kulutussuunnitelmiaan lähempänä käyttöhetkeä. (Fingrid 2026f)

Kuvio 91. Sähkömarkkinoiden rakenne ja markkinapaikat (Fingrid, 2026f)

Valtakunnallisen tasevastuun hoitamiseksi Fingrid varmistaa, että sillä on käytössään riittävästi säätökykyistä kapasiteettia sähkön tuotannon ja kulutuksen välisen tasapainon ylläpitämiseksi. Säätösähkömarkkinoilla tarkoitetaan Fingridin yhdessä muiden pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden kanssa ylläpitämiä säätöenergiamarkkinoita (mFRR). (Fingrid 2026f)

Säätösähkömarkkinoiden lisäksi Fingrid ylläpitää muita reservimarkkinoita eli nopea taajuusreservi (FFR), taajuudenvakautusreservi (FCR-N ja FCR-D), automaattinen taajuudenpalautusreservi (aFRR) sekä säätökapasiteetti (mFRR kapasiteetti). (Fingrid 2026f)

Sähkön toimituksen jälkeen sähkömarkkinoilla toimivien tasevastaavien tarjotun ja toteutuneen tuotannon ja/tai kulutuksen erot eli tase tarkistetaan. Markkinatoimijat, joilla on tasepoikkeamaa, maksavat tai saavat rahaa taseselvityksen poikkeaman suuruuden, suunnan ja tasesähkön hinnan mukaisesti. (Fingrid 2026f)

Sähkön tuotanto sekä kulutus voivat vaihdella ennakoidusta, esimerkiksi sähkön kulutusennusteissa voi olla epätarkkuuksia, sääriippuva tuotanto on vaihtelevaa, ja sähkön tuotantolaitoksiin tai siirtoyhteyksiin voi tulla yllättäviä vikoja. Eri syistä johtuvia tuotannon ja kulutuksen tasapainon poikkeamia korjataan reaaliajassa sähköjärjestelmän reserveillä. Sähköjärjestelmän tasapainotus Suomessa on Fingridin vastuulla. (Fingrid 2026d)

Sähköjärjestelmän tasapainotukseen tarvittavia reservejä hankitaan markkinaehtoisesti Fingridin ylläpitämiltä reservimarkkinoilta, jotka ovat osa sähkömarkkinoita. Fingrid ei siis itse tuota reservejä vaan hankkii ne yrityksiltä, jotka pystyvät säätämään sähkön tuotantoaan tai kulutustaan sähköjärjestelmän tarpeen mukaan. Reservikohteina toimii niin sähkön tuotantolaitoksia, kulutuskohteita kuin sähkövarastoja. Myös useista pienemmistä resursseista koostetut, aggregoidut kokonaisuudet voivat osallistua reservimarkkinoille. (Fingrid 2026d)

Sähköjärjestelmän tasapainottamiseksi on erityyppisiä reservituotteita, jotka toimivat kokonaisuutena vastaten sähköjärjestelmän eri tarpeisiin. Reservituotteita on nopeita, alle sekunnissa järjestelmää tukevia, sekä hitaampia, joilla voidaan tasapainottaa sähköjärjestelmää jopa tuntikausia. Reservejä tarvitaan vuoden ympäri, vuoden jokaiselle tunnille. Sähköjärjestelmän reservinä voi toimia mikä vaan sähkön tuotanto-, kulutus- tai varastointikohde tai hybridijärjestelmä, joka täyttää reservituotteiden tekniset vaatimukset ja markkinapaikan vaatimukset. (Fingrid 2026d)

Sähköjärjestelmän reservituotteita on viisi ja niitä käytetään eri käyttötarkoituksiin. Reservituotteet on suunniteltu toimimaan kokonaisuutena sähköjärjestelmän eri tarpeisiin, ja siksi eri reservituotteilla on erilaiset tekniset vaatimukset ja niitä aktivoidaan eri tavoin. Fingridin ylläpitämiä reservituotteet jaotellaan käyttötarkoituksensa perusteella kolmeen ryhmään:

1. Taajuusohjattuja käyttö- ja häiriöreservejä käytetään jatkuvaan automaattiseen taajuuden hallintaan.
2. Taajuuden palautusreservien tarkoituksena on palauttaa taajuus normaalialueelle (49,9–50,1 Hz) ja vapauttaa aktivoituneet taajuusohjatut käyttö- ja häiriöreservit takaisin käyttövalmiuteen. Taajuuden palautusreservejä käytetään myös ennusteisiin pohjautuvaan sähkön tuotannon ja kulutuksen ennakoivaan tasapainotukseen.
3. Nopeaa taajuusreserviä käytetään taajuuden hallintaan pienen inertian tilanteissa taajuusohjattujen käyttö- ja häiriöreservien lisäksi. (Fingrid 2026g)

Sähkön vaihteleva tuotanto ja kulutus sekä niiden poikkeamat ennusteista aiheuttavat säätövoiman tarpeen kasvun. Tuuli- ja aurinkovoiman tuotanto ja tuotantoennusteet eivät aina kohtaa ja säästä riippuva tuotanto vaihtelee 0–8000 MW välillä. Vaihtelevaa tuotantoa korvataan erilaisilla vaihtoehtoisilla tuotantomuodoilla, tuotantojoustolla, kulutusjoustolla sekä sähköntuonti ja vientimahdollisuuksilla. Jousto voi olla omaehtoista hintaan perustuvaa tai markkinaehtoista sopimuksiin perustuvaa.

Erilaisia jouston teknologioita on kuvailtu kuviossa 92 jouston nopeuden ja keston sekä tehon ja energian suhteen. Vesivoima on ollut pitkään merkittävin nopea ja pitkäaikainen sähkön tuotannon jousto. Nykyään jouston tarve on kasvanut niin suureksi, että sähkön tuonti ja vesivoimalat yhdessä eivät aina riitä uusiutuvan sääriiippuvan sähköntuotannon joustoksi.

Kuvio 92. Sähköjärjestelmän jouston teknologioita (ÅF-Consult 2024)

Nyt rakennetaan kasvavissa määrin akkuihin perustuvia sähkövarastoja, lämmöntuotantoon sähkökattiloita ja lämpövarastoja sekä suunnitellaan merkittävimmän säätöenergian eli vesivoiman rinnalle pumppuvoimaloita. Akkukapasiteetti on jo ylittänyt 1000 MW, esimerkkiä sähköakkujen käytöstä kuviossa 93. Kuviossa on violetilla värillä havainnollisesti esitetty sähkövarastojen sähkön tuotanto. Sähkövarastojen latausta ei ole esitetty.

Kuvio 93. Sähkön tuotanto 10.04.2026, säävaihtelevaa tuotantoa korvataan tuonnilla, vesivoimalla, sähköakuilla ja muulla tuotannolla.

Esimerkki uudesta säätövoimasta on ensimmäinen suuritehoinen 4×10,7 MW moottorivoimalaitos, joka on valmistunut 2026 Tornion Voimalle Lappiin. Moottorivoimalaitokset ovat nopeasti käynnistettävissä mikä on tärkeä ominaisuus.  Sähköakkuja uskotaan lähivuosina rakennettavan tuhansia megawatteja lisää markkinaehtoisesti liityntäkyselyjen mukaan. Pumppuvoimalaitosten toteuttaminen Suomessa on vielä selvittelyssä ja lupamenettelyssä ja mahdollisesti ensimmäiset valmistuisivat ensi vuosikymmenellä.

Taulukko 11. Potentiaalisimpia joustoteknologioita (Keskuskauppakamari 2026)

Kysyntäjoustoa on syntynyt muun muassa sähkökattiloiden ja lämpövarastojen toteuttamisella teollisuuteen ja energiantuotantoon. Näiden lisäksi on sähköistetty prosesseja ja tehostettu hukkalämpöjen talteenottoa esimerkiksi jätevedestä ja savukaasuista sekä tuotantoprosessien eri vaiheista. Potentiaalisimpia sähkömarkkinoiden joustotekniikoita on esitelty taulukossa 10.

7.5 Sähkömarkkinalaki muuttui

Sähkömarkkinalain muutokset tulivat voiman 1.1.2026. Lakimuutosten taustalla oli työ- ja elinkeinoministeriön suurjänniteverkkotyöryhmän ehdotukset ja uudistuksilla pyritään lisäämään sähkömarkkinasäätelyn joustavuutta. Tavoitteena on vahvistaa kantaverkon ja suurjännitteisten jakeluverkkojen toimivuutta ja kapasiteettia ennakoidun sähkön tuotannon ja kulutuksen liittämistarpeiden kattamiseksi, kuvio 94.

Kuvio 94. Sähköverkon kehittämisvelvollisuus ja vastuunjako (Energiavirasto 2025k)

Sähkömarkkinalain muutokset kohdistuvat sähköverkkojen kehittämisen ja luvanvaraisuuden sääntelyyn.  

• Lakimuutoksella laajennetaan jakeluverkkoyhtiöiden kehittämisvastuuta yli 110 kilovoltin verkkoihin sekä tuotantoa yhteen kerääviin verkkoihin. 
• Kantaverkkoyhtiön vastuualue ulotetaan Suomen talousvyöhykkeelle merituulivoiman kehittämisen edistämiseksi. 
• Sähköntuotannon suoraan kulutukseen yhdistävien erillisten linjojen rakentaminen ja operointi mahdollistetaan ilman sähköverkkolupaa kaikilla jännitetasoilla riippumatta voimalaitoksen koosta. 
• Liittymisjohdon määritelmää muutetaan ja liittymisjohdon rinnalle tulee uusi liittymisverkon käsite. 
• Sähkömarkkinalakiin lisätään joustavia liittymissopimuksia koskevat säännökset. 
• Energiavirasto saa toimivallan vaatia muutoksia kantaverkkoyhtiön kehittämissuunnitelmaan sekä antaa sähköverkkotoiminnan luvanvaraisuutta koskevia ennakkotietopäätöksiä. (Energiavirasto 2025j)

Sähkömarkkinalain sähköntuotannon liittämiseen liittyvät muutokset:

• Jakeluverkonhaltijoille velvollisuus kehittää suurjänniteverkkoa vähintään kahta voimalaitoskokonaisuutta varten
• Sähköntuottajat voivat perustaa liittymisverkon ilman sähköverkkolupaa:
  • suurjännitteinen verkko, joka palvelee useaa erillistä voimalaitoskokonaisuutta
  • yhdellä liittymällä useita voimalaitoskokonaisuuksia sähköverkkoon
• Yksittäisten sähköntuottajien liittymisjohdot jatkossakin liittyjän vastuulla.
• Verkonhaltijalla on lähtökohtaisesti velvollisuus taata verkkoon pääsy.
• Energiavirasto toimii riitojen ratkaisuviranomaisena. (Energiavirasto 2025k)

Kuvio 95. Johdon käyttötarkoitus ja rakentamisen tarve (Energiavirasto 2025l)

Hankelupahakemuksessa on selvitettävä mikä on johdon rakentamisen tarve sekä sen käyttötarkoitus. Hakemusohjeissa ja -pohjassa ohjeistettu jokaisen johtotyypin osalta selvitettävät tiedot. Hankelupahakemuksia varten Energiavirasto on julkaissut hankeluvan hakuohjeet ja hakemuspohjan, hakemuksessa on esitettävä seuraavat tiedot:

• tiedot rakennuttajasta
• johdon tärkeimmät tekniset tiedot ja reittikartta
• kustannusarvio ja rakennusaikataulu
• selvitys johdon käyttötarkoituksesta ja rakentamisen tarpeista
• lausunto vastuualueen verkonhaltijalta
• lausunto verkonhaltijalta, jonka verkkoon voimajohto liitetään
• lausunto lähimmältä verkonhaltijalta. (Energiavirasto 2025l)

7.6 Vety ja sähköjärjestelmä

Vetytalous mahdollistaa uuden teollisuuden alan ja teollisuuden arvoketjujen syntymisen (kuvio 96). Vedyn arvoketjun mahdollistajana on riittävä ja kilpailukykyinen puhdas sähkö, joka mahdollistaa elektrolyysin laajamittaisen käyttöönoton. Suomen kilpailukyky vetytalouden investoinneissa perustuu merkittävään uusiutuvan energian kilpailukykyiseen tuotantopotentiaaliin sekä mahdollisuuteen rakentaa vetyä jalostavaa teollisuutta. Suomessa on tilaa ja vettä vedyn raaka-aineeksi, sekä vahva sähköverkko mahdollistamaan uuden tuotannon ja kysynnän liittämistä verkkoon (Gasgrid, Fingrid 2026).

Suomeen on lisäksi kehitteillä vetyinfrastruktuuri, joka mahdollistaa vedyn tuotannon ja kulutuksen sijoittumisen eri paikkoihin sekä tuottajien ja kuluttajien asiakkuuksien löytämisen suuremmalta maantieteelliseltä alueelta. Suomen etuna on puhdas sähköntuotanto, joka mahdollistaa verkkosähkön hyödyntämisen puhtaan vedyn tuotannossa. Suomen etuna on myös mahdollisuus hyödyntää biogeenistä hiilidioksidia vedyn jatkojalosteiden valmistuksessa sekä vedyn ja sen jatkojalostuksen yhteydessä syntyvän lämmön hyödyntäminen esimerkiksi kaukolämmössä. Suomella onkin hyvät edellytykset luoda kilpailukykyisiä arvoketjuja, uusia puhtaita tuotteita vientiin ja uutta kansantaloudellista kasvua puhtaaseen sähköön perustuen (Gasgrid, Fingrid 2026).

Kuvio 96. Vetytalouden arvoketjun näkökulmat ja vetytalouden ajurit (Gasgrid, Fingrid 2026).

Gasgrid ja Fingrid ovat Suomen siirtoverkkotoimijoita, jotka vastaavat kaasun ja sähkön siirtoinfrastruktuurista, niiden operoinnista ja kehityksestä asiakkaiden ja yhteiskunnan tarpeisiin. Yhtiöt seuraavat ja osallistuvat aktiivisesti Suomen energiajärjestelmien ja markkinoiden kehitykseen. Yhtiöiden tavoitteena on kehittää markkinoita sekä järjestelmiä palvelemaan suomalaista yhteiskuntaa, teollisuutta, yrityksiä ja kuluttajia (Gasgrid, Fingrid 2026).

Fingrid ja Gasgrid saivat valtiolta tehtäväksi selvittää vetytalouden investointien syntymisen edellyttämää energiainfrastruktuuria sekä niihin liittyviä lisäinvestointitarpeita. Gasgrid ja Fingrid valmistelevat vuoden 2025 aikana hallitukselle yhteisen selvityksen teollisten vetyinvestointien edellyttämästä energiainfrastruktuurista (ml. vety- ja sähköverkot) ja lisäinvestoinneista vuosille 2027–2035 (Gasgrid, Fingrid 2026).

Koska vetytalouden ja toimintaympäristön kehitykseen liittyy epävarmuuksia, selvitystyö on toteutettu luomalla erilaisia kehityspolkuja vetytalouden kehittymiseksi Suomessa ja Euroopassa. Nämä kehityspolut on mallinnettu ja analysoitu systeemitasolla yhteistyössä. Tämän jälkeen molemmat yhtiöt ovat tehneet yksityiskohtaiset analyysinsä tarvittavista infrastruktuuri-investoinneista vuosille 2027–2035. Yhtiöt ovat myös yhdessä arvioineet minkälaisia vetytalouden investointeja, ja kasvua eri skenaarioiden mukainen energiainfrastruktuuri mahdollistaa (Gasgrid, Fingrid 2026).

Skenaariot tarkastelevat kehityspolkuja vetytaloudelle ja vedyn siirtoinfrastruktuurille Suomessa. Vetytalouden kehityspolun vaiheet aikajanalla kohti korkean kasvun vetytaloutta on esitetty kuviossa 97. Skenaariot sisältävät vaiheistetusti sekä kansallisen vetyinfrastruktuurin että integroitumisen laajempaan eurooppalaiseen markkinaan muodostuvien vedyn rajasiirtoyhteyksien kautta. Kansallisen ja kansainvälisen vedynsiirtoinfrastruktuurin rakentuminen vaikuttaa merkittävästi koko energiajärjestelmään. (Gasgrid, Fingrid 2026).

Kaikissa skenaarioissa Suomi saavuttaa hiilineutraaliuden ja puhtaan vedyn tuotanto kasvaa merkittävästi. Sähkön kysyntä lisääntyy vedyntuotannossa, liikenteessä, lämmityksessä ja teollisuudessa fossiilisten ja osaltaan myös biopohjaisten polttoaineiden korvaamisen myötä. Vetytalouden kasvun lisäksi skenaarioissa oletetaan kasvua uusilta sähköintensiivisisiltä toimialoilta, kuten akkutehtaista ja datakeskuksista. Skenaarioiden kasvava sähkön kysyntä ajaa investointeja uusiutuvaan sähkön tuotantoon, erityisesti tuuli- ja aurinkovoimaan, mikä lisää myös Suomen energiaomavaraisuutta (Gasgrid, Fingrid 2026).

Kuvio 97. Vetytalouden kehityspolun vaiheet aikajanalla kohti korkean kasvun vetytaloutta. (Gasgrid, Fingrid 2026).

Kaikkien kehityspolkujen vaiheiden edellytyksinä on seuraavien perustekijöiden toteutuminen:

• Tuuli- ja aurinkovoimakapasiteetin moninkertaistaminen on mahdollista, jolloin uusiutuvaa sähköä on saatavilla kilpailukykyiseen hintaan.
• Sähkö-, vety- ja kaasuverkkojen sekä muiden hankkeiden kehitystä edistää nopeat ja tehokkaat lupaprosessit.
• Biogeenistä hiilidioksidia hyödynnetään vedyn jatkojalosteiden tuotannossa.
• Infrastruktuurihankkeiden toteutuksen turvallisuusnäkökulmat on varmistettu.
• Energiahankkeiden hyväksyttävyys on korkealla tasolla.
• Pääsy suuren kokoluokan vetyvarastoihin.
• Regulaatio tukee infrastruktuurihankkeiden rahoitusta. (Gasgrid, Fingrid 2026).

8. Yhteenveto

Suomessa sähkön tuotanto ja käyttö ovat kasvaneet merkittävästi viimeisen 60 vuoden aikana. Tänä aikana sähkön tuotantotavat ovat muuttuneet useaan otteeseen ja Suomessa on otettu käyttöön uusia ratkaisuja kasvaneen sähkön käytön tuottamiseksi. 1970-luvun alkuun saakka vesivoima oli ratkaisevassa roolissa, jolloin kasvoi fossiilisiin polttoaineisiin perustuvien höyryvoimalaitosten merkitys ja ydinvoimalaitoksien toteuttaminen aloitettiin. Tällä vuosituhannella sääriippuva uusiutuva energia, tuuli- ja aurinkovoimalat ovat saaneet sähkömarkkinoilla merkittävään roolin, ja samalla fossiilisten polttoaineiden käyttö on vähentynyt voimakkaasti.

Meneillään oleva energiamurros on tuonut rakenteellisia muutoksia Suomen sähköenergiajärjestelmiin. Uudet sähkön tuotannon voimalaitokset sijoittuvat eri alueille kuin aikaisemmat, josta on aiheutunut valtava sähkönsiirron mahdollistavan sähkönsiirtoverkon ja sähköasemien rakentamistarve. Alan lainsäädäntö on muuttunut useaan otteeseen ja toiminnassa korostuu nykyisin vastuullisuus ja ympäristön huomiointi. Uusiutuvaan energiaan perustuva sähkön tuotanto, kuten tuulivoima ja aurinkosähkö ovat kasvaneet tällä vuosituhannella marginaalisesta tuotantomuodosta sähkömarkkinoita ohjaavaksi ja sähkön markkinahintaa määrääväksi tekijäksi. Sähkö on Suomessa keskimäärin halpaa, mutta sähkön hinnassa esiintyy hintapiikkejä sähkön tuotantotilanteesta, säästä, tuontimahdollisuuksista ja kulutustarpeesta riippuen.

Nykytilanteessakaan ei olla sähkön tuotannossa omavaraisia koko vuoden tasolla. Ajoittain on tuotantoa liikaakin, mutta toisinaan vajetta sähköstä. Keskimäärin halpa sähkön hinta on käytännössä investointeja rajoittava tekijä, koska voimalaitosten investointien tulisi olla kannattavia pitkällä aikajänteellä. Tämä on johtanut kasvaneeseen tuotanto- ja kulutusjouston tarpeeseen sähkömarkkinoilla. Vanhaa fossiilista sähköntuotantoa on poistunut käytöstä, ja tilalle tullut uusiutuvaan energiaan perustuva kapasiteetti on sääriippuvaa. Tällä hetkellä sääriippuvan tuotantotehon vaihtelu voi olla jopa 8000 MW.

Sähkön tuonti ei aina riitä tasapainottamaan tilannetta, joten tuulivoima ja aurinkosähkön rinnalle tarvitaan säätökykyistä joustavaa tuotantoa ja kulutusta. Markkinaehtoisesti on sähköakkuihin perustuvien sähkövarastojen investoinnit kasvaneet merkittävästi. Lyhyessä ajassa on toteutettu yli 1000 MW sähkövarastoinvestoinnit ja lisää kapasiteettia rakennetaan nopeasti.

Sähköakustot eivät ole voimalaitoksia, vaan niitä ladataan edullisen sähkönhinnan aikana tai ainakin huippuhintaa halvemman sähkön hinnan vallitessa. Sähköakkujen varaus puretaan ja sähkö myydään kalliimman hinnan tai hintapiikkien aikana. Vastaava tavoite on Suomeen suunnitelluilla pumppuvoimalaitoksilla, joissa sähkö tuotetaan yläaltaasta putkessa alas laskettavan veden avulla turbiinilla ja tahtikoneella. Sähkön tuotannossa käytettävä vesi pumpataan samalla laitteistolla yläaltaaseen. Pumppuvoimalat ovat jälleen kerran ehdolla ja suunnitteilla Suomeen, muualla maailmassa ne ovat koeteltua ja käytössä olevaa tekniikkaa.

Sähkön kulutus voi kasvaa mm. datakeskusten, sähkökattiloiden ja tuotantolaitosinvestointien sekä vetytalouden myötä. Datakeskukset vaativat jatkuvasti saman sähkötehon, sähkökattiloita käytetään joustavana kuorman lämmön tuottamiseen halvan sähkön hinnan ajankohdalla. Vetytalous vaatii uusiutuvaa sähköntuotantoa

Tässä raportissa on esitelty sähkön tuotannon muuttumista niin Suomessa kuin Lapin maakunnassa. Lapin maakunnassa sähkön käyttöön ovat vaikuttaneet matkailun kasvu ja uudet teollisuuskohteet, kuten kaivokset, toisaalta Lapin maakunnassa on lakkautettu kaksi suurta sellutehdasta toinen Kemijärvellä ja toinen Kemin Veitsiluodossa. Tuulivoiman tuotannossa Lapin maakunta oli monta vuotta suurin maakunta, mutta nykyisellään uusien tuulivoimaloiden rakentaminen on hiipunut. Toisaalta mahdolliset sähkövarastot, aurinkovoimalat, pumppuvoimalaitokset, datakeskukset, sähkökattilat, lämpövarastot ja erityisesti vetytalous voivat muuttaa sähkön tuotantoa ja kulutusta.

9. Lähteet

ABB, 2025. Electrical drivetrain packages. Viitattu 7.10.2025 https://new.abb.com/motors-generators/segments/wind-power

Elinkeinoelämän keskusliitto, 2026. Suomen vihreät investoinnit. Viitattu 23.3.2026. https://ek.fi/tutkittua-tietoa/vihreat-investoinnit/

Energiateollisuus, 2025a. Energiavuosi 2024, Sähkö, 15.1.2025. Viitattu 21.5.2025. https://energia.fi/tilastot/sahkotilastot/

Energiavirasto, 2025b, Energiaviraston voimalaitosrekisteri. https://energiavirasto.fi/toimitusvarmuus#voimalaitosrekisteri

Energiateollisuus 2025c. Sähköntuotanto maakunnittain 2007–2023. Viitattu 10.6.2025. https://energia.fi/wp-content/uploads/2024/12/Sahkontuotanto-maakunnittain-2007-2023.xlsx

Energiateollisuus 2025d. Sähkönkäyttö maakunnittain 2007–2023. Viitattu 10.9.2025. https://energia.fi/wp-content/uploads/2024/12/Sahkonkulutus-maakunnittain-2007-2023.xlsx

Energiateollisuus, 2026a. Energiavuosi 2025, Sähkö, 21.1.2026. Viitattu 13.2.2026. https://energia.fi/wp-content/uploads/2026/01/Sahkovuosi-2025_v1.pptx

Energiateollisuus, 2026b. Sähkötase 1970–2024. Viitattu 12.2.2026. https://energia.fi/wp-content/uploads/2026/01/Sahkotase-1970-2024_web.xlsx

Energiateollisuus 2026c. Sähköntuotanto maakunnittain 2007–2024. Viitattu 15.2.2026. https://energia.fi/wp-content/uploads/2025/12/Sahkontuotanto-maakunnittain-2007-2024.xlsx

Energiateollisuus 2026d. Sähkönkäyttö maakunnittain 2007–2024. Viitattu 22.2.2026. https://energia.fi/wp-content/uploads/2026/01/Sahkonkulutus-maakunnittain-2007-2024.xlsx

Energiateollisuus 2026e. Sähkönkäyttö kunnittain 2007–2024. Viitattu 22.2.2026. https://energia.fi/wp-content/uploads/2026/01/Sahkonkulutus-kunnittain-2007-2024.xlsx

Energiateollisuus 2026e. Sähkönkäyttö kunnittain 2007–2023. Viitattu 10.9.2025. https://energia.fi/wp-content/uploads/2026/01/Sahkonkulutus-kunnittain-2007-2024.xlsx

Energiavirasto 2018. Menetelmät liittämisestä perittävien maksujen määrittämiseksi (liittymien hinnoittelumenetelmät. https://energiavirasto.fi/documents/11120570/12768744/Liittymien-hinnoittelumenetelm%C3%A4t.pdf

Energiavirasto 2023. Valvontamenetelmät kuudennella 1.1.2024 – 31.12.2027 ja seitsemännellä 1.1.2028 – 31.12.2031 valvontajaksolla. https://energiavirasto.fi/documents/11120570/12766832/S%C3%A4hk%C3%B6n+jakelu+-+Menetelm%C3%A4liite.pdf/bc07b3d7-9b1b-e970-9be9-f46f1c1dfc94?t=1703848648980

Energiavirasto 2025a. Aurinkosähkön tuotantokapasiteetti. Viitattu 13.8.2025 https://energiavirasto.fi/-/aurinkosahkon-tuotantokapasiteetti-kasvoi-24-vuonna-2024

Energiavirasto 2025b. Energiaviraston voimalaitosrekisteri Viitattu 13.8.2025 https://energiavirasto.fi/toimitusvarmuus#voimalaitosrekisteri

Energiavirasto 2025c. Verkkotoiminnan tunnusluvut. Viitattu 6.11.2025. https://energiavirasto.fi/verkkotoiminnan-julkaisut

Energiavirasto 2025d. Sähköverkonhaltijoiden vastuualuekartta. Viitattu 22.8.2025. https://energiavirasto.fi/verkonhaltijat-kartalla

Energiavirasto 2025e, Verkkotoiminnan luvanvaraisuus. Viitattu 7.11.2025. https://energiavirasto.fi/verkkotoiminnan-luvanvaraisuus

Energiavirasto 2025f, Verkkotoiminnan liittäminen. Viitattu 7.11.2025. https://energiavirasto.fi/verkkoon-liittaminen

Energiavirasto 2025g. Sähkö- ja maakaasuverkkotoiminnan kehittäminen. Viitattu 7.11.2025. https://energiavirasto.fi/verkkotoiminnan-kehittaminen

Energiavirasto 2025h. Energiavarastot sekä jousto- ja lisäpalvelut. Viitattu 7.11.2025. https://energiavirasto.fi/varastot-jousto-ja-lisapalvelut

Energiavirasto 2025i. Päätös liittämisestä perittävien maksujen määrittämistä koskevista menetelmistä https://energiavirasto.fi/documents/11120570/252792378/Vahvistusp%C3%A4%C3%A4t%C3%B6s%20liittymien%20hinnoittelumenetelmist%C3%A4.pdf/2229cff7-920a-ff35-a431-9747487f920a?t=1766044388662

Energiavirasto 2025j. Sähkömarkkinalain muutokset voimaan 1.1.2026. Viitattu 20.2.2026. https://energiavirasto.fi/-/sahkomarkkinalain-muutokset-voimaan-1.1.2026-tervetuloa-kuulemaan-uudistuksista-joulukuun-webinaareihin

Energiavirasto 2025k. Webinaarisarja sähkömarkkinalain muutoksista- Yleiskatsaus muutoksiin, Verkon kehittäminen. Viitattu 20.2.2026. https://energiavirasto.fi/documents/11120570/252216557/Osa%201_Webinaarisarja%20s%C3%A4hk%C3%B6markkinalain%20muutoksista_Yleiskatsaus%20ja%20kehitt%C3%A4minen.pdf/ec5ea29c-76f0-9a92-c91d-ca766554d0d4?t=1765271881637

Energiavirasto 2025l. Webinaarisarja sähkömarkkinalain muutoksista- verkkoluvat ja luvanvaraisuus – Hankeluvat. Viitattu 20.2.2026. https://energiavirasto.fi/documents/11120570/252216557/Osa%203_Webinaarisarja%20s%C3%A4hk%C3%B6markkinalain%20muutoksista_Luvat%20ja%20luvanvaraisuus.pdf/fb9a09e2-1857-84b4-0c4b-f75b4139f600?t=1765271882544

Energiavirasto 2026. Hinnoittelun valvonta. Viitattu 12.3.2026. https://energiavirasto.fi/hinnoittelun-valvonta

Exilion Tuuli Ky, 2026, Omistukset. Viitattu 22.2.2026 https://exilion.fi/omistukset/exilion-tuuli-ky/

Fingrid, 2023. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2024–2033. Viitattu 10.11.2025. https://www.fingrid.fi/globalassets/dokumentit/fi/kantaverkko/kantaverkon-kehittaminen/fingrid_kehittamissuunnitelma_2024-2033.pdf

Fingrid, 2025a. Sähköjärjestelmän tila. 16.7.2025. Viitattu 12.8.2025. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/sahkojarjestelman-tila/

Fingrid, 2025b. Tuulivoiman tuotanto, syyskuu 2025. Viitattu 7.10.2025. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinainformaatio/tuulivoiman-tuotanto/

Fingrid, 2025c. Verkkokiikari näkymä osasta Lappia. Viitattu 6.11.2025 https://karttapalaute.fingrid.fi/?link=Wkgh#

Fingrid, 2025d. Sähköjärjestelmän hallinta. 16.7.2025. Viitattu 12.8.2025. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/sahkonsiirto/sahkojarjestelman-hallinta/

Fingrid, 2025e. Fingridin sähkönsiirtoverkko. Viitattu 13.8.2025. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/kehittaminen/fingridin-sahkonsiirtoverkko/

Fingrid, 2025f. Kantaverkko ja sen kehittäminen. Viitattu 12.9.2025. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/kehittaminen/

Fingrid, 2025g. Pohjoismainen tasehallinta. Viitattu 12.9.2025. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/markkinoiden-yhtenaisyys/pohjoismainen-tasehallinta/

Fingrid, 2025h. Kulutuksen ja tuotannon tasapainon ylläpito. Viitattu 18.9.2025. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/sahkonsiirto/kulutuksen-ja-tuotannon-tasapainon-yllapito/#taajuusmittausdata

Fingrid, 2025i. Yhtenäiset sähkömarkkinat. Viitattu 18.9.2025. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/markkinoiden-yhtenaisyys/

Fingrid, 2025j. Tarkastele liityntämahdollisuuksia. Viitattu 4.9.2025. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/liitynta-kantaverkkoon/verkkokiikari/

Fingrid, 2025k. Tarkastele liityntämahdollisuuksia, verkkokiikari. Viitattu 4.9.2025. https://karttapalaute.fingrid.fi/?link=Wkgh#

Fingrid, 2025l. Liittyminen kantaverkkoon. Viitattu 4.9.2025.  https://www.fingrid.fi/kantaverkko/liitynta-kantaverkkoon/#liitynnasta-sopiminen

Fingrid, 2025m. Liittyminen kantaverkkoon. Viitattu 4.9.2025.  https://www.fingrid.fi/kantaverkko/liitynta-kantaverkkoon/#liitettavyys

Fingrid, 2025n. Järjestelmätekniset vaatimukset. Viitattu 7.11.2025.  https://www.fingrid.fi/kantaverkko/liitynta-kantaverkkoon/tekniset-vaatimukset/

Fingrid, 2025o. Järjestelmätekniset vaatimukset. Viitattu 7.11.2025.  https://www.fingrid.fi/kantaverkko/liitynta-kantaverkkoon/tekniset-vaatimukset/

Fingrid, 2025p. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2026–2035, joulukuu 2025. Viitattu 12.3.2026. https://www.fingrid.fi/globalassets/dokumentit/fi/kantaverkko/kantaverkon-kehittaminen/kantaverkon-kehittamissuunnitelma-2026-2035/fingrid_kehittamissuunnitelma_loppuraportti_25-22-12-2025-paivitetty.pdf

Fingrid, 2025q. Fingrid sähköjärjestelmävisio vuodelle 2040. Loppuraportti lokakuu 2025. Viitattu 10.11.2025. https://www.fingrid.fi/globalassets/dokumentit/fi/kantaverkko/kantaverkon-kehittaminen/sahkojarjestelmavisio-2025/fingrid-sahkojarjestelmavisio-2040.-loppuraportti-10_2025.pdf

Fingrid, 2025r. Sähköjärjestelmävisio 2040. Lopputulosten esittely. Viitattu 10.11.2025. https://www.fingrid.fi/globalassets/dokumentit/fi/ajankohtaista-tapahtumat/sahkojarjestelmavisio-2040—sidosryhmawebinaari-2025-10-23-web-versio.pdf

Fingrid, 2025s. Kantaverkon kehittämissuunnitelma 2026–2035. Viitattu 10.11.2025. https://www.fingrid.fi/globalassets/dokumentit/fi/kantaverkko/kantaverkon-kehittaminen/kantaverkon-kehittamissuunnitelma-2026-2035/fingrid-kantaverkon-kehittamissuunnitelma-esite.pdf

Fingrid, 2026a. Sähköjärjestelmän tila. 13.2.2026. Viitattu 13.2.2026. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/sahkojarjestelman-tila/

Fingrid, 2026b. Sähköjärjestelmävisio 2040. Viitattu 12.3.2026. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/kehittaminen/sahkojarjestelmavisio/

Fingrid, 2026c. Osa pohjoismaista sähköjärjestelmää. Viitattu 12.3.2026. https://www.fingrid.fi/kantaverkko/kehittaminen/pohjoismainen-sahkojarjestelma-ja-liitynnat-muihin-jarjestelmiin/

Fingrid 2026d. Reservit. Viitattu 2.4.2026. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/reservit/

Fingrid 2026e. Yhtenäiset sähkömarkkinat. Viitattu 2.4.2026. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/markkinoiden-yhtenaisyys/

Fingrid 2026f. Markkinapaikat. Viitattu 2.4.2026. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/markkinoiden-yhtenaisyys/johdanto-sahkomarkkinoihin/#taseselvitys

Fingrid 2026g. Sähköjärjestelmien reservit. Viitattu 2.4.2026. https://www.fingrid.fi/sahkomarkkinat/reservit/sahkojarjestelman-reservit/#reservituotteet-ja-niiden-kayttotarkoitukset

Fingrid lehti, 2023. Kuinka sähkö kulkee. 22.2.2023. Viitattu 7.11.2025. https://www.fingridlehti.fi/kuinka-sahko-kulkee/

Fortum, 2025, Ydinvoimalaitokset. viitattu 25.5.2025. https://www.fortum.com/fi/tietoa-meista/energiantuotanto/voimalaitoksemme/ydinvoimalaitokset

Gasgrid, Fingrid, 2026. Gasgridin ja Fingridin energiajärjestelmäanalyysi. Viitattu 13.4.2026. https://gasgrid.fi/wp-content/uploads/Gasgridin-ja-Fingridin-energiajarjestelmaanalyysi-Loppuraportti-maaliskuu-2026.pdf

Huhtinen Markku, Kettunen Arto, Nurminen Pasi ja Pakkanen Heikki. 2004. Höyrykattila-tekniikka. 6. painos. Helsinki: Edita. 379 s. ISBN 951-37-3360-2.

Kemijoki Oy 2025a. Voimalaitokset. https://www.kemijoki.fi/toimintamme/voimalaitokset/

Keskuskauppakamari, 2026. Suomen teollisuus ja energiatarpeet-kasvunäkymien turvaaminen-selvitys, viitattu 10.4.2026. https://lapland.chamber.fi/wp-content/uploads/2026/03/Suomen-teollisuus-ja-energiatarpeet-%E2%80%93-kasvunakymien-turvaaminen-selvitys-13.3.2026.pdf

Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025a. Lapin Energiastrategia. Viitattu 30.3.2026. https://lapinluotsi.fi/wp-content/uploads/2025/12/lapin-energiastrategia.pdf

Lapin ELY-keskus, Lapin liitto 2025b. Lapin Ilmasto- ja energiastrategia- Tiivistelmä päättäjille. Viitattu 30.3.2026. https://lapinluotsi.fi/wp-content/uploads/2025/11/lapin-ilmasto-ja-energiastrategia-tiivistelma-fi.pdf

Lapin kauppakamari 2025. Lapin investoinnit – Tilanne- ja tulevaisuuskuva. Viitattu 30.3.2026. https://lapland.chamber.fi/wp-content/uploads/2025/01/investointien-tilannekuva-2025.pdf

Lapin liitto 2024. Lapin aurinko- ja tuulivoimaselvitys 2023–2024. Viitattu 30.3.2026. https://www.lapinliitto.fi/wp-content/uploads/2024/11/Lapin-aurinko-ja-tuulivoimaselvitys-2023%E2%80%932024_raportti.pdf

Lapin liitto 2025. Lapin energiastrategian taustaselvitys. Viitattu 30.3.2026. https://lapinluotsi.fi/wp-content/uploads/2025/11/lapin-ilmasto-ja-energiastrategiaraportti.pdf

Lupa ja valvontavirasto 2026a. Vihreä siirtymä. https://lvv.fi/ymparisto/vihrea-siirtyma

Lupa ja valvontavirasto 2026b. Ympäristövaikutusten arviointimenettely. https://lvv.fi/ymparisto/ymparistovaikutusten-arviointimenettely

Merus, 2025. Merus ESS energy storage system. Viitattu 5.11.2025. https://meruspower.com/solutions/energy-storage/merus-ess-energy-storage-system/

NEVE, 2025. Rovaniemen Verkko Oy verkkopalveluhinnasto. Viitattu 7.11.2025. https://neve.fi/wp-content/uploads/2025/08/Sahkon-verkkopalveluhinnasto-Rovaniemen-Verkko-01092024-ALV25_Tarkennettu_PDFA.pdf

Pilli Mirka, 2015a. Puhtaan siirtymän teollisuuslaitosten ominaisuuksia, Tukiaineisto puhtaan siirtymän maankäyttöprosessien tueksi. Raportteja 38/2025. https://www.doria.fi/bitstream/handle/10024/193673/Puhtaan%20siirtym%c3%a4n%20teollisuuslaitosten%20ominaisuuksia%20%e2%80%93%20Tukiaineisto%20puhtaan%20siirtym%c3%a4n%20maank%c3%a4ytt%c3%b6%20%282%29.pdf?sequence=1&isAllowed=y

Pilli Mirka, 2015b. Puhtaan siirtymän sijoittamislupa – ohje lupamenettelyyn. Raportteja 39/2025. https://www.doria.fi/bitstream/handle/10024/193675/Puhtaan%20siirtym%c3%a4n%20sijoittamislupa%20-%20ohje%20lupamenettelyyn.pdf?sequence=1&isAllowed=y

Pirttinen Valtteri (toim.), 2023, Aurinkoenergia Lapissa-Monien mahdollisuuksien aurinkosähkö. Pohjoisen tekijät–Lapin ammattikorkeakoulun julkaisuja 37/2023. Lapin ammattikorkeakoulu. ISBN: 978-952-316-503-8

Pohjolan Voima, 2025a. Isohaaran voimalaitos. Viitattu 6.6.2025. https://www.pohjolanvoima.fi/wp-content/uploads/2021/04/Esite_Isohaara_PVO_Vesivoima-1.pdf

Pohjolan Voima, 2026, Puhti voimalaitoshanke Kemijärven alueelle. Viitattu 21.1.2026. https://www.pohjolanvoima.fi/tuotamme-sahkoa-ja-lampoa/vesivoima/puhti-pumppuvoimalaitoshanke-kemijarven-alueelle/

Pohjolan Voima, 2022, Jumiskon Voimala. https://www.pohjolanvoima.fi/wp-content/uploads/2023/03/jumiskon-vesivoimalaitos-2022.pdf

Ramboll Finland, 2025. Vesivoiman vaikutus Suomen sähköjärjestelmään ja merkittävimpien vesisoimakohteiden tunnistaminen yhteiskunnallisten intressien yhteensovittamiseksi. Viitattu 10.6.2025. https://mmm.fi/documents/1410837/1516651/MMM%20Vesivoima%20loppuraportti%2013.5.2025_Vesivoiman%20vaikutus%20Suomen%20s%C3%A4hk%C3%B6j%C3%A4rjestelm%C3%A4%C3%A4n%20ja%20merkitt%C3%A4vimpien%20vesivoimakohteiden%20tunnistaminen%20yhteiskunnallisten%20intressien%20yhteensovittamiseksi.pdf/143ee63f-eb56-0f23-c8f7-3dd412f1d434/MMM%20Vesivoima%20loppuraportti%2013.5.2025_Vesivoiman%20vaikutus%20Suomen%20s%C3%A4hk%C3%B6j%C3%A4rjestelm%C3%A4%C3%A4n%20ja%20merkitt%C3%A4vimpien%20vesivoimakohteiden%20tunnistaminen%20yhteiskunnallisten%20intressien%20yhteensovittamiseksi.pdf?t=1748337916725

Rovakaira, 2025. Sähkön käyttöpaikkojen liittymämaksut. Viitattu 7.11.2025. https://rovakaira.fi/sahkoliittymahinnasto/

Suomen uusiutuvat, 2025a. Tuulivoimakartta. Viitattu 20.11.2025. https://suomenuusiutuvat.fi/tuulivoima/hankkeet-ja-voimalat-suomessa/kartta/

Suomen uusiutuvat, 2025b. Tuulivoima Suomessa 2025 31.12.2025. Viitattu 12.2.2026 https://suomenuusiutuvat.fi/media/tuulivoima_vuositilastot-2025-1.pdf

Suomen uusiutuvat, 2025c. Tuulivoima Suomessa 31.12.2025. Viitattu 22.2.2025 https://suomenuusiutuvat.fi/media/julkinen-tuulivoima_vuositilastot_12_2025.xlsx

Suomen uusiutuvat, 2025d. Aurinkovoiman hankekehitys Suomessa 28.8.2025. Viitattu 11.11.2025. https://suomenuusiutuvat.fi/media/20250822-aurinkovoimahankkeet-suomessa-kesa-2025.pdf

Suomen uusiutuvat, 2026a. Teollisen kokoluokan aurinkovoima 2025. Viitattu 15.2.2026. https://suomenuusiutuvat.fi/media/aurinkovoima-2025_9.1.pdf

Suomen uusiutuvat, 2026b. Aurinkovoimakartta. Viitattu 15.2.2026. https://suomenuusiutuvat.fi/aurinkovoima/aurinkovoimahankkeet-ja-voimalat-suomessa/kartta/

Suomen uusiutuvat, 2026c. Tuulivoimahankkeet Suomessa 16.1.2026. Viitattu 13.3.2026. https://suomenuusiutuvat.fi/media/20260115-tuulivoimahankkeet-suomessa-talvi-2025.pdf

Suomen virallinen tilasto (SVT) 2026a. Sähkön hankinta ja kokonaiskulutus 1960–2024 [verkkojulkaisu]. Viiteajankohta: 2026. ISSN=1799-795X. Helsinki: Tilastokeskus [Viitattu: 14.2.2026]. Saantitapa: https://pxdata.stat.fi/PXWeb/pxweb/fi/StatFin/StatFin__ehk/statfin_ehk_pxt_12sv.px

Suomen virallinen tilasto (SVT) 2026b. Sähkön kulutus sektoreittain 1960–2024 [verkkojulkaisu]. Viiteajankohta: 2026. ISSN=1799-795X. Helsinki: Tilastokeskus [Viitattu: 13.2.2026]. Saantitapa: https://pxdata.stat.fi/PxWeb/pxweb/fi/StatFin/StatFin__ehk/statfin_ehk_pxt_12vm.px/

Svenska Kraftnet, 2025a. Map of the national grid. Viitattu 31.10.2025. https://www.svk.se/en/national-grid/map-of-the-national-grid/

Svenska Kraftnet, 2025b. the flow of electricity. Viitattu 31.10.2025. https://www.svk.se/en/national-grid/the-control-room/

Svenska Kraftnet, 2025c. Balance 4.11.2025. Viitattu 7.11.2025. https://www.svk.se/en/national-grid/the-control-room/

Sähkötieto ry 2023. ST-käsikirja 40 Aurinkosähköjärjestelmien suunnittelu ja toteutus. 3. uudistettu painos. Espoo: Sähköinfo oy. ISBN 978-952-231-399-7

Säteilyturvakeskus, 2025a. Tietoa ydinvoimalaitoksista. Viitattu 7.10.2025. https://stuk.fi/tietoa-ydinvoimalaitoksista

Säteilyturvakeskus, 2025b. Turvallisuusperiaatteet. Viitattu 7.10.2025. https://stuk.fi/turvallisuusperiaatteet

Teollisuuden voima, 2025a. OL1 ja OL2. Viitattu 23.5.2025. https://www.tvo.fi/tuotanto/laitosyksikot/ol1jaol2.html

Teollisuuden voima, 2025b, OL1 & OL2 Ydinvoimalaitosyksiköt – tekninen esite. Viitattu 23.5.2025. https://www.tvo.fi/material/sites/tvo/pdft/k9su4vcbz/OL1_ja_OL2_-laitosyksikot._Tekninen_esite.pdf

Teollisuuden voima, 2025c. OL3. Viitattu 23.5.2025.  https://www.tvo.fi/tuotanto/laitosyksikot/ol3.html

Tilastokeskus, 2025, Energiavuosi 2023. Viitattu 12.8.2025 https://pxhopea2.stat.fi/sahkoiset_julkaisut/energia2024/data/kalvo1_s.pdf

Työ- ja elinkeinoministeriö, 2025, Ydinvoima muodostaa perustan Suomen sähköntuotannolle. Viitattu 12.8.2025. https://tem.fi/ydinenergia

Vesi.fi, 2025. Viitattu 20.8.2025. https://www.vesi.fi/teemasivu/vesistojen-saannostely/kemijoen-vesistoalueen-saannostely/

Vesirakentaja Oy, 2008. Voimaa vedestä 2007. Viitattu 6.6.2025. https://www.suomenkalakirjasto.fi/wp-content/uploads/2017/09/Voimaa-vedesta-2007-12082010.pdf

Wartsila 2025. Wärtsilä Energy Solutions Catalogue, Viitattu 9.10.2025. https://www.wartsila.com/energy/solutions/engine-power-plant-products

Ymparisto.fi, 2025. Water Power Situation: Reservoir Content and inflow energy for Finland. Viitattu 20.8.2025. https://wwwi2.ymparisto.fi/i2/finergy/indexe.html

ÅF-Consult Oy, Vesivoiman merkitys Suomen energiajärjestelmälle, esitys. https://energia.fi/wp-content/uploads/2023/12/Vesivoimaselvitys_esitys_FINAL_20190207.pdf