Suomen pisin yhtäjaksoinen tuontijakso puretaan yhteyskohtaisesti — ja se osoittaa sitovan rajoitteen olevan muualla kuin oletettiin
17.1.–17.2.2026 Suomi tuotti vähemmän sähköä kuin kulutti 753 tuntia yhtäjaksoisesti — 31 vuorokautta. Keskimääräinen nettotuonti oli 2005 MW, huippu 3423 MW, ja Suomen day-ahead-hinta keskimäärin 159 €/MWh. Tämä muistio purkaa jakson yhteyskohtaisesti ja hintaerojen kautta. Kolme tulosta: tuonti ei ollut hintaohjautunutta vaan pullonkaulan takaista, sitova rajoite oli SE3 eikä pelkkä SE1, ja Suomi vei Viroon keskimäärin 681 MW niinä samoina 31 vuorokautena. Lisäksi jakso osoitti, että kiinteä NTC-nimittäjä aliarvioi SE1-yhteyden käyttöasteen systemaattisesti — havainto joka johti WEM:n § 12-mittarin korvaamiseen.
Alkuperäisen rakenne ja johtopäätökset (§ 01–§ 04) säilyvät muuttumattomina. v0.2 lisää kaksi pykälää, jotka vastaavat osittain § 08:n kohtaan 3 — ”vastaava purku SE1:n päästä”.
| Kohta | Muutos |
|---|---|
| § 05 (uusi) | SE1:n vientimarginaalin supistuminen 2026–2030 Svenska kraftnätin ennusteen mukaan. Kuormat taseen takana kolmannen osapuolen lähteistä varmistettuina |
| § 06 (uusi) | Omistusrakenne allokaatiokanavana. Kolmen mekanismin erottelu (PPA / osakkuusvoima / yhteinen valtio-omistus). SM-017:n F/I-luokitus |
| § 07, § 08 | Entiset § 05 ja § 06, sisältö muuttumaton. § 08:n kohtaan 3 merkitty osittainen vastaus |
| Lähteet | Kuusi uutta, merkitty [v0.2] |
Kolme v0.2:n valmistelussa avoinna ollutta lukua ratkesi, ja jokainen ratkaisu muutti sisältöä: EdgeConneXin 8 TWh osoittautui ilmoitetun 1 GW:n johdetuksi katoksi lupavaiheen hankkeelle, LKAB:n kuorma pieneni ja siirtyi yhtiön oman alaskirjauksen takia, ja ruotsalaisten kraftgrupp-rakenteiden omakustannusperiaate vahvistui operaattorin omasta kuvauksesta. Ensimmäiset kaksi pienensivät SE1:n kuormaennustetta — ks. § 05:n kalibrointihuomio.
Muistio tarkastelee yhtä jaksoa. Se ei ole otos eikä siitä voi laskea esiintymistiheyttä. Aineisto kattaa 14 400 tuntia eli kaksi talvea, ja pitkien tuontijaksojen kaltaiset ilmiöt ovat harvinaisia luonteeltaan: kahden vuoden otoksessa niitä on yksi tai kaksi. Esiintymistiheyttä koskevat väitteet vaativat pidemmän sarjan, ja niitä varten on olemassa mallinnettu kirjallisuus (Aalto, PLEXOS, 35 säävuotta; LUT, 10 vuotta).
Mitä yhdellä jaksolla voi tehdä, on purkaa se: mistä vaje katettiin, mikä yhteys oli rajalla, ja oliko kyse niukkuudesta vai hinnasta. Tähän kahden vuoden aineisto riittää, koska kysymys on jakson sisäinen.
Vajeen määritelmä. Nettotuonti = kulutus (DS 124) − kotimainen kokonaistuotanto (DS 74), tuntikeskiarvoina. Tämä ei ole niukkuuden mittari vaan taseen mittari: Suomi tuo sähköä myös silloin kun se on halpaa. Juuri siksi hintaerotarkastelu (§ 02) on tässä välttämätön eikä koriste — se erottaa taloudellisen tuonnin pullonkaulan takaisesta tuonnista.
Etumerkit. Fingridin konventiossa rajasiirto on positiivinen vientiin päin. Kaikki tässä muistiossa esitetyt siirtoluvut on käännetty tuonniksi Suomeen, ellei toisin mainita.
Koko 14 400 tunnin aineistossa nettotuonti oli positiivinen 72,1 % tunneista. Yhtäjaksoisia tuontijaksoja oli 367, joista 55 kesti vähintään kaksi vuorokautta ja 6 vähintään viikon. Pisin oli tämä.
| Suure | Arvo |
|---|---|
| Jakso | 17.1.2026 klo 14 – 17.2.2026 klo 22 (UTC) |
| Kesto | 753 h = 31,4 vrk |
| Nettotuonti keskimäärin | 2005 MW |
| Nettotuonti huipussaan | 3423 MW |
| Tuulivoima keskimäärin | 1151 MW (koko aineiston keskiarvo 2362 MW) |
| FI day-ahead keskimäärin | 159 €/MWh (mediaani 134, huippu 614) |
Tuulivoiman keskituotanto oli jakson aikana alle puolet koko aineiston keskiarvosta. Kyseessä oli siis pitkä vähätuulinen talvijakso — ei poikkeuksellinen sääilmiö vaan tavanomainen pohjoismainen korkeapainetalvi, jollainen toistuu.
Tämä on tarkistettavissa suoraan eikä vaadi kapasiteettitietoa. Jos kaksi tarjousaluetta selviää samaan hintaan, niiden välinen rajoite ei ollut sitova. Jos hinnat eroavat, se oli.
| Hintaero | Yhteinen hinta (|ero| < 0,5 €) | Mediaaniero | Suomi kalliimpi |
|---|---|---|---|
| FI − SE1 | 11 % tunneista | +23,0 €/MWh | 98 % |
| FI − SE3 | 17 % tunneista | +14,8 €/MWh | 72 % |
| FI − EE | 63 % tunneista | −0,15 €/MWh | 1 % |
Ruotsin suuntaan rajoite oli sitova noin 85–89 % tunneista. Suomi maksoi sähköstä keskimäärin 23 €/MWh enemmän kuin SE1 eikä saanut sitä halvemmalla, koska yhteys ei vetänyt. Tämä ei ollut halvan sähkön ostamista vaan hintapiikkien vaimentamista sillä siirtokapasiteetilla jota oli.
Viron suuntaan tilanne oli päinvastainen: hinnat olivat yhteiset 63 % tunneista ja Viro oli kalliimpi 99 %:ssa. FI ja EE muodostivat käytännössä yhden hinta-alueen.
| Yhteys | Tuonti keskim. | Käyttöaste | Reagoiko hintaan? |
|---|---|---|---|
| SE1 | 1738 MW | 91,5 % annetusta kapasiteetista (1900 MW) >90 %: 66 % tunneista · >95 %: 39 % | Ei (korrelaatio hintaeroon +0,12) |
| SE3 | 914 MW | 76 % NTC:stä (1200 MW, epävarma nimittäjä) >85 %: 61 % tunneista, huippu 99,5 % | Kyllä (+0,37) |
| EE | −681 MW (vienti) | 67 % vientisuuntaan | — |
| NO | 34 MW | 34 % (NTC 100 MW) | — |
Ruotsista yhteensä keskimäärin 2652 MW, huippu 3298 MW.
Jos SE1-tuonti suhteutetaan Aurora Linen nimelliseen 2300 MW:iin, keskikäyttöaste on 75,6 % ja yli 90 %:n tunteja on yksi. Se johtaa päätelmään että yhteydessä oli väljyyttä koko jakson.
Fingridin DS 142 kuitenkin näyttää jakson ajalta annetuksi kapasiteetiksi 1900 MW. Oikealla nimittäjällä keskikäyttöaste on 91,5 % ja yli 90 %:n tunteja 495 eli 66 % jaksosta. Syvimpinä 191 tuntina (nettotuonti > 2500 MW) keskikäyttöaste oli 95,2 %.
Tämä selittää myös reagoimattomuuden hintaan: kylläinen yhteys ei voi reagoida. Korrelaatio +0,12 ei kerro välinpitämättömyydestä vaan siitä että yhteys oli jo rajalla. SE3:n +0,37 kertoo yhteydestä jolla oli liikkumavaraa.
Varaus: DS 142:n suuntaa ei ole varmennettu Fingridin dokumentaatiosta, ja jakson huipputuonti 2105 MW ylitti 1900 MW:n — mikä on mahdollista päivänsisäisen kapasiteetin ja säätösähkön kautta mutta jää tarkistettavaksi. Käyttöasteluvut ovat siksi suuntaa antavia. Hintaerotulos (§ 02) ei riipu tästä lainkaan.
Kilpailuhypoteesi olisi, että Suomeen menevä vienti ja Ruotsin sisäinen siirto etelään kilpailevat samasta pohjoisesta ylijäämästä. Sitä ei tue tämä jakso. SE3:n ja SE1:n hintaero oli mediaanilta +0,58 €/MWh ja −1,25 €/MWh niinä 191 tuntina jolloin Suomen tuonti oli syvintä. Kun Suomi tarvitsi eniten, Ruotsin pohjoinen ja keskinen vyöhyke olivat käytännössä samassa hinnassa.
Eikä SE1:n oma kulutus selitä kattoa: SE1 oli halvempi kuin Suomi 98 % tunneista, keskimäärin 49 €/MWh. Sähköä oli ja se oli halpaa; sitä ei saatu rajan yli.
Fingridin näkemä Ruotsin sisäinen pohjois–etelä-siirto (DS 30) korreloi Suomen vajeen kanssa −0,81, mutta sarja kattoi vain 262 tuntia 753:sta. Tulos on suuntaa antava eikä sen varaan voi rakentaa.
Suomi vei Viroon keskimäärin 681 MW ja oli nettoviejä 94 % tunneista — koko sen 31 vuorokauden ajan jolloin se itse oli syvimmässä alijäämässään. Niinä 308 tuntina joina Suomen oma hinta ylitti 150 €/MWh, vienti Viroon oli yhä keskimäärin 563 MW.
Rakenne oli siis: tuonti Ruotsista pullonkaulan takaisella preemiolla, vienti Viroon vielä kalliimmalla. Tämä ei ole markkinahäiriö vaan markkinan toimintaa — FI ja EE olivat samassa hinnassa 63 % tunneista, eli yhteys ei ollut sitova ja sähkö virtasi sinne missä se oli arvokkainta.
Mutta se tarkoittaa, että "Suomen riittävyys" ja "Suomeen tuotu sähkö" eivät ole sama suure. Yksikään käsitellyistä mallinnuksista — AFRY, LUT, Aalto — ei mallinna Suomea läpivirtausalueena. AFRY ja Aalto mallintavat Suomea annetulla tuontikapasiteetilla, LUT saarekkeena.
Lisätty v0.2:ssa. Tämä pykälä vastaa osittain § 08:n kohtaan 3 (”vastaava purku SE1:n päästä”) käyttäen Svenska kraftnätin omaa julkaistua ennustetta. Se ei ole tämän muistion oma mittaus eikä muuta § 01–§ 04:n tuloksia.
§ 00 rajaa: yhdestä jaksosta ei voi laskea esiintymistiheyttä. Rajaus pätee. Mutta syvyyttä koskeva kysymys on lähestyttävissä toisesta suunnasta: jos SE1:n vientimarginaali supistuu rakenteellisesti, vastaavat jaksot syvenevät riippumatta siitä kuinka usein vähätuulinen korkeapainetalvi sattuu. Sää määrää ajoituksen, tase määrää syvyyden.
| Vuosi | SE1 vuositase, TWh |
|---|---|
| 2026 | +14 |
| 2027 | +10 |
| 2028 | +6 |
| 2029 | +2 |
| 2030 | −1 |
Vuositase ei ole tuontikapasiteetin mittari. Tämä on sama päättelyvirhe, jota vastaan § 03 argumentoi. SE1 voi olla vuositaseeltaan alijäämäinen ja silti viedä Suomeen 1500 MW sinä tuntina jolloin tuulee — ja päinvastoin. Vuositase kertoo yhden asian: kuinka paljon SE1:n omaa kuormaa on tullut tuotannon eteen. Sitovuus ratkeaa tunneittain, ja sen mittari on § 02:n hintaero.
| Hanke | Arvioitu kuorma | Status |
|---|---|---|
| Stegra, Boden (vihreä teräs) | ~10 TWh/a | Rakenteilla. Rahoitus varmistui 10/2026; thyssenkrupp-toimitussopimus 1/2026, toimitukset 2027 alkaen. Aikataulu uudelleenarvioinnissa |
| EdgeConneX, Skellefteå (datakeskus) | enintään ~8 TWh/a | Ilmoitettu 27.2.2026: enintään 1 GW, ”subject to regulatory approvals”. Tontti ostettu Lyteniltä — Northvolt Ettin entinen alue. Ei rakenteilla, ei lupia. 8 TWh on 1 GW:n johdettu katto, ei sitoumus |
| LKAB + HYBRIT, Gällivare/Malmberget | ~5 TWh/a | Demonstraatiolaitos, 600 MW. Valmis 2028, ylösajo 2029. Ympäristölupahakemus vireillä |
| LKAB, Luleå (fosfori, harvinaiset maametallit) | ~2 TWh/a | Teollisuuspuisto, suunnitteilla |
| LKAB, Kiruna (rautasieni) | siirretty | Päätös syksyllä 2024: siirretty 2040-luvulle uusien malmiesiintymien takia. Vähentää SE1:n kuormaa, ei lisää |
| SKGS-arvio, koko SE1 | +37–42 TWh / 2035 | Toimialajärjestön kysely, ei riippumaton ennuste |
Kaksi neljästä kuormasta on pienempi tai myöhempi kuin otsikkoluvut antavat ymmärtää. EdgeConneX on lupavaiheessa oleva hanke Northvoltin konkurssialueella, ja 8 TWh on ilmoitetun 1 GW:n teoreettinen katto — ei sitoumus eikä aikataulu. LKAB puolestaan laski omaa arviotaan: alkuperäinen vuoden 2020 suunnitelma oli noin 50 TWh vuoteen 2040, mutta Kirunan rautasienituotanto siirrettiin syksyllä 2024 2040-luvulle. Toimitusjohtaja Jan Moström arvioi lokakuussa 2025 vuoteen 2030 asti tarvittavan noin 7 TWh — Gällivaren demo 5 ja Luleån teollisuuspuisto 2 — ja totesi sen olevan hoidettavissa nykyisen sähköjärjestelmän puitteissa.
Tämä ei kumoa § 05:n argumenttia vaan tarkentaa sen. Svenska kraftnätin taseennuste on julkaistu 2026, eli LKAB:n alaskirjaus 2024 on siinä jo mukana. Ennuste ei siis nojaa maksimaalisiin ilmoituksiin. Se, että SE1:n tase silti kääntyy negatiiviseksi 2030, on vahvempi tulos kuin jos se nojaisi hankkeisiin joita ei ole vielä hyväksytty.
Aurora Line (käyttöön 13.11.2025) nosti SE1–FI-kapasiteetin noin 1500 MW:sta noin 2300 MW:iin. Mitattu jakso alkoi kaksi kuukautta sen jälkeen — eli marginaalin ollessa leveimmillään. Seuraava merkittävä vahvistus Ruotsissa on SE1–SE3 (+800 MW, 2029), ja se palvelee Ruotsin sisäistä pohjois–etelä-siirtoa. Svenska kraftnätin investointiohjelma 2027–2029 on 70 mrd SEK, noin 2900 km johtoa ja 40 asemaa kymmenessä vuodessa.
Varaus: § 03 testasi hypoteesin Ruotsin sisäisen siirron kilpailusta ja hylkäsi sen mitatussa jaksossa — SE1:n ja SE3:n hintaero oli mediaanilta lähellä nollaa. Tämä pykälä koskee tulevaa rakennetta, ei mitattua jaksoa, eikä kumoa tuota havaintoa.
Lisätty v0.2:ssa.
Ruotsissa sama omistaja hallitsee sekä tuottajaa että uutta kuormaa. Vattenfall ja LKAB ovat molemmat valtion omistamia, ja HYBRIT on SSAB:n, LKAB:n ja Vattenfallin yhteisyritys — sähköntuottaja on kuluttajan osakas.
Tämä ei ole sopimusrakenne eikä osakkuusvoimamalli. Kolme mekanismia on erotettava, koska ne näyttävät samalta ja vaikuttavat eri tavoin:
| Rakenne | Mitä sitoo | Vaikuttaako fyysiseen tarjontaan spotissa |
|---|---|---|
| Rahoituksellinen PPA | hintariski | Ei — tuottaja tarjoaa spotiin normaalisti, sopimus selvitetään hinnanerona |
| Osakkuusvoima (kraftgrupp, Mankala) | otto-oikeus omistusosuuden mukaan | Osittain |
| Yhteinen valtio-omistus | investointi- ja allokaatiopäätökset | Kyllä, hallinnollisesti |
Rahoituksellisen PPA:n todellinen vaikutus on kaksijakoinen ja osin päinvastainen kuin oletetaan: se on investointisignaali, joka lisää rakennettua kapasiteettia, ja se vähentää kuluttajan hintajoustoa, koska suojattu ostaja ei reagoi piikkiin. Kumpikaan ei vähennä markkinalla olevaa volyymia.
Mankala on suomalainen verotuksellinen erityisrakenne, mutta funktionaalinen vastine on Ruotsissa vakiintunut ja operaattorin itsensä kuvaama. Vattenfall Forsmarkin taloudesta:
”Forsmark får intäkter i huvudsak genom att vi säljer all vår elproduktion till våra ägare i förhållande till deras ägarandelar. Verksamheten ska i princip inte ge överskott.”
Se on omakustannusperiaate: koko tuotanto myydään omistajille omistusosuuksien suhteessa, eikä toiminta tuota ylijäämää. Oikeudellinen kuori on eri kuin Mankalassa — kyse on tavallisesta osakeyhtiöstä ilman suomalaista verotusratkaisua — mutta mekanismi on sama.
| Yhtiö | Omistus |
|---|---|
| Forsmarks Kraftgrupp | Vattenfall 66,0 % · Mellansvensk Kraftgrupp 25,5 % (Fortum suurin omistaja) · Sydkraft Nuclear Power / Uniper 8,5 % |
| Ringhals AB | Vattenfall 70,44 % · Uniper 29,56 % |
| OKG (Oskarshamn) | Uniper 54,5 % · Fortum 45,5 % |
Malli on laajenemassa uuteen kapasiteettiin valtion johdolla. Kesäkuussa 2026 Ruotsin valtio osti 60 % Videberg Kraft AB:n osakkeista Vattenfallilta; Vattenfall säilytti 20 % ja Industrikraft i Sverige AB — teollisuuden yhteenliittymä — 20 %. Yhtiö valitsi 15.6.2026 Rolls-Royce SMR:n toimittajaksi kolmelle 470 MW:n reaktorille Värön niemelle Ringhalsin viereen; yhteistuotanto noin 12 TWh/a, ensimmäinen reaktori käytössä aikaisintaan 2030-luvun puolivälissä.
Rakenne on sama omistaja–ottaja-malli kuin Forsmarkissa ja Ringhalsissa, mutta kaksi asiaa on uutta: enemmistö on valtiolla, ja teollisuus on osakkaana suoraan — Industrikraftin hallituksessa istuu esimerkiksi Alfa Lavalin toimitusjohtaja. Videberg Kraftin oma kuvaus puhuu ”historiallisen ainutlaatuisesta yhteistyöstä ruotsalaisen teollisuuden ja energiasektorin välillä”.
Tämä on § 06:n argumentin ydin konkreettisimmillaan. Ruotsissa energiaintensiivinen teollisuus hankkii sähkönsaantinsa omistamalla tuotantoa, ei ostamalla markkinalta tai jonottamalla liittymää. Kanava on sama, jolla ydinvoima rakennettiin 1970-luvulla, ja se avataan uudelleen 2020-luvulla valtion enemmistöllä.
Merkitys on ensisijaisesti institutionaalinen: Ruotsilla on toimiva rakenne, jolla uusi peruskuormakapasiteetti sidotaan teollisuuden tarpeeseen etukäteen. Suomessa vastaava on Mankala, mutta sitä ei ole käytetty uuteen kapasiteettiin OL3:n jälkeen. Kyse ei ole työkalun puutteesta.
Värö on SE3:ssa, ei SE1:ssä. Se ei siis kasvata pohjoisen vientimarginaalia, jota § 05 käsittelee. Mutta SE3 on Suomeen yhteydessä FennoSkanilla (FS1 400 MW / 1989, FS2 800 MW / 2011, yhteensä 1200 MW), ja § 03 mittasi juuri tuon yhteyden: keskimäärin 914 MW ja 76 %:n käyttöaste — ja se oli se yhteys joka reagoi hintaan (korrelaatio +0,37 vastaan SE1:n +0,12). SE3:ssa oli liikkumavaraa silloin kun SE1 oli kylläinen.
Uusi peruskuormakapasiteetti SE3:ssa vaikuttaa Suomeen siis kahta kautta:
Aikarajaus. Ensimmäinen reaktori on käytössä aikaisintaan 2030-luvun puolivälissä — kokonaan § 05:n 2026–2030-ikkunan ulkopuolella. Videberg Kraft ei siis muuta Svenska kraftnätin taseennustetta eikä lievennä sitä puristusta, jota § 05 kuvaa. Se muuttaa sitä, mitä ikkunan jälkeen tapahtuu — ja vaikutus tulee FennoSkanin, ei Aurora Linen, kautta.
| Ruotsi | Suomi | |
|---|---|---|
| Suurin tuottaja | Vattenfall, valtio 100 % | Fortum, valtio ~51 %, pörssiyhtiö |
| Suurin uusi kuorma | LKAB / HYBRIT (valtio-omisteinen) ja Stegra (yksityinen) | datakeskukset, ulkomaisia yksityisiä |
| Yhteinen omistaja | kyllä | ei |
| Ehdolliset liittymissopimukset | valmisteltu (SvK 30.4.2026) | ei |
Luokitus SM-017:n kehyksessä. SE1:n oman kuorman kasvu on F (fyysinen pakko): Suomi ei voi vaikuttaa Ruotsin teollisuuspolitiikkaan. Mutta priorisointikanavan puuttuminen on I (institutionaalinen valinta) — se ei seuraa fysiikasta vaan omistusrakenteesta ja sääntelyvalinnasta.
§ 04 päättyi havaintoon, että ”Suomen riittävyys” ja ”Suomeen tuotu sähkö” eivät ole sama suure. Tähän lisättävä: se, kuinka paljon naapurin ylijäämästä on Suomen käytettävissä, ei ole pelkkä tase- tai verkkokysymys vaan myös omistusrakenteen kysymys — ja se on toisen maan institutionaalinen valinta.
Ei esiintymistiheyttä. Yksi jakso kahden vuoden otoksessa. Se että 753 tunnin jakso tapahtui, ei kerro kuinka usein se tapahtuu.
Ei niukkuutta. Nettotuonti on taseen mittari. Fingridin oma tehopulatilanne (DS 336) oli tarkastelluissa otoksissa nolla — järjestelmä ei ollut hätätilassa kertaakaan. Kyse oli hinnasta ja siirtorajoitteista, ei sähkön loppumisesta.
Ei syytä SE1:n katolle. Kolme selitystä on avoinna: annettu kapasiteetti oli aidosti 1900 MW käyttövarmuussyistä; DS 142 on väärä datasetti; tai tuntikeskiarvoistus vääristää vertailun. Ratkaisu vaatii Fingridin rajapintadokumentaation tai ENTSO-E:n kapasiteettiaikasarjan.
Ja yksi käsitteellinen varaus. Pohjoismaat siirtyivät NTC:stä flow-based-kapasiteettilaskentaan 29.10.2024. Flow-basedissa kahdenvälistä NTC:tä ei ole: SE1→FI-siirto on markkinaselvityksen lopputulos, ei syöte. Käyttöastesuhde on siksi käsitteellisesti vanhentunut mittari riippumatta siitä mikä nimittäjä siihen valitaan. Hintaero ei ole — se pätee molemmissa kehyksissä. Tämä johti WEM:n § 12-mittarin korvaamiseen (TRR → BCI) 25.8.2026.