Topi Mattila Joustopalveluiden mahdollisuudet Seiverkot Oy:n sähkönjakeluverkossa Vaasa 2025 Tekniikan ja innovaatiojohtamisen yksikkö Sähkötekniikan diplomityö Sähkö- ja energiatekniikka, DI 2 VAASAN YLIOPISTO Tekniikan ja innovaatiojohtamisen yksikkö Tekijä: Topi Mattila Tutkielman nimi: Joustopalveluiden mahdollisuudet Seiverkot Oy:n sähkönjakeluver- kossa Tutkinto: Diplomi-insinööri Oppiaine: Sähkötekniikka Työn valvoja: Hannu Laaksonen Työn ohjaajat: Marja Lotta Syrjälä ja Janne Paavola Työn tarkastaja: Kimmo Kauhaniemi Valmistumisvuosi: 2025 Sivumäärä: 100 TIIVISTELMÄ: Energiamurroksen myötä sähköntuotanto muuttuu yhä enemmän sääriippuvaisemmaksi ja ha- jautuu yhä enemmän myös kuluttajille pientuotannon muodossa. Tuotantorakenteen muutok- set yhdessä yhteiskunnan sähköistymisen kanssa voivat aiheuttaa jakeluverkkoihin paikallisia pullonkaulatilanteita ja vaikuttaa sähkön toimitusvarmuuteen sekä laatuun. Jakeluverkkoyhti- öille keskeiseksi ratkaisuksi ovat nousseet markkinaehtoiset pätötehon hallintaan suunnatut joustopalvelut. Sähkömarkkinalaki velvoittaa jakeluverkonhaltijoita huomioimaan joustopalve- lut vaihtoehtona perinteisille verkkoinvestoinneille. Tämän diplomityön tavoitteena on tutkia ja tuottaa tietoa erilaisista joustopalveluista, joita Sei- verkot Oy voisi hyödyntää jakeluverkossaan toimitusvarmuus- ja kapasiteettijoustoina. Tutki- muksen näkökulma on rajattu pien- ja keskijänniteverkon tarpeisiin. Työn alussa tehdään kirjal- lisuuskatsaus, jossa käsitellään energiamurrosta, sähkömarkkinoiden toimintaa ja rakennetta, Sähkömarkkinalakia ja sen velvoitteita joustoon, Energiaviraston määräyksiä joustoon liittyen, erilaisia joustoresursseja, suomalaisia ja kansainvälisiä joustohankkeita sekä kuormanohjausra- japintaa. Kirjallisuuskatsauksen lisäksi tutkitaan Seiverkot Oy:n asiakkaiden kulutuskäyttäyty- mistä, laskemalla valituille kohteille Spearmanin korrelaatiokertoimet sähkön kulutuksen sekä pörssisähkön hinnan ja ulkolämpötilan välille. Aineistona verkkokohtaisessa tutkimuksessa käy- tettiin Seiverkkojen tuntimittausdataa 12 kuukauden aikaväliltä, jota verrattiin vastaavan ajan- jakson Nord Poolin pörssisähkön tuntihintoihin sekä Ilmatieteen laitoksen mittaamiin tuntiläm- pötiloihin Seinäjoen alueelta. Verkkokohtaisessa tutkimuksessa havaittiin, että suurin osa Seiverkkojen keski- ja pienjännite- verkon asiakkaista on tällä hetkellä lämpötilariippuvaisia kuluttajia. Tämä tarkoittaa, että verkon alueen asiakkaat eivät reagoi pörssisähkön hintasignaaleihin, jolloin implisiittistä joustoa on vä- hän Seiverkkojen jakeluverkossa. Tulos viittaa myös siihen, että asiakkaat eivät äkillisesti lisää kulutustaan halpojen pörssisähkön hintojen aikana, mikä osittain vähentää lyhyen aikavälin jouston tarvetta. Vähäisen implisiittisen jouston takia Seiverkot Oy:n tulisi jatkossa keskittyä eks- plisiittisten joustojen käyttöönottoon, toteuttamalla niitä yhteistyöhankkeina muiden yritysten kanssa, jotta saadaan kerrallaan suuri määrä eksplisiittistä joustoa jakeluverkon alueelle. Tulevaisuudessa joustojen käyttöönottoa auttaa Joustohubin kautta toteutuva kuormanohjaus- rajapinta, jonka kautta voidaan luoda markkinaehtoista skaalattavaa joustoa. Joustopalveluiden tarpeiden kartoitusta varten tulee Seiverkkojen arvioida myös paikallisia joustotarpeita osana EU-tason joustotarpeiden arviointi prosessia. AVAINSANAT: Jakeluverkko, joustopalvelut, energiamurros, kysyntäjousto, kuormanohjaus, energiavarastot 3 Sisällys 1 Johdanto 9 1.1 Työn tavoitteet, menetelmät ja tutkimuskysymykset 10 1.2 Seiverkot Oy 11 2 Sähköjärjestelmän muutos ja jouston tarve 13 2.1 Sähkömarkkinat 15 2.2 Lainsäädäntö ja viranomaisohjaus 19 3 Sähköverkon joustomahdollisuudet 24 3.1 Kysyntäjousto 25 3.2 Energiavarastot 27 3.3 Sähköautot 33 3.4 Lämmitys 37 3.5 Energiayhteisöt ja mikroverkot 42 3.6 Sähkön hinnoittelu 45 4 Katsaus suomalaisiin ja kansainvälisiin joustohankkeisiin 50 4.1 OneNet 50 4.2 FinFlex 52 4.3 Kurun akkupilotointi 57 4.4 LEMENE-energiayhteisö 59 5 Kuormanohjausrajapinta joustojen hyödyntämiselle 61 5.1 Joustohub 61 5.2 Toiminnallisuus 62 5.3 Osapuolten roolit ja vastuut 64 5.4 Hyödyt ja haasteet 65 6 Kulutuskäyttäytyminen Seiverkkojen keski- ja pienjänniteverkossa 67 6.1 Lähtötiedot ja menetelmät 68 6.2 Keskijänniteverkon asiakkaiden kulutuskäyttäytyminen 71 6.3 Pienjänniteverkon asiakkaiden kulutuskäyttäytyminen 78 4 6.4 Tulokset 85 7 Toimintasuunnitelma 88 8 Yhteenveto 91 Lähteet 93 5 Kuvat Kuva 1. Seiverkot Oy:n jakeluverkkoalue. 11 Kuva 2. Sähkön tuotanto ja kulutus vuosilta 1990–2024 (Tilastokeskus, 2025b). 13 Kuva 3. Valvontamenetelmät vuosille 2024–2027 ja 2028–2031 (Energiavirasto, 2023b). 22 Kuva 4. Erilaisia kysyntäjouston menetelmiä (Rinne, 2023). 26 Kuva 5. Energiavarastojen tehoalueet ja purkaustehon kesto (Sprake ja muut, 2017). 30 Kuva 6. Litiumioniakustojen hinnan kehitys vuosilta 2013–2024 (BloombergNEF, 2024). 31 Kuva 7. FTM- ja BTM-akkuvarastojen käytännön ero (NREL, 2021). 32 Kuva 8. Ohjaamattoman latauksen muodostama tehohuippu (Tikka ja muut, 2021). 36 Kuva 9. Älylatauksen muodostama tehohuippu (Tikka ja muut, 2021). 36 Kuva 10. Kaukolämmön ja sähkön kulutuksen huippukuormitukset vuonna 2024 (Energiateollisuus, 2025). 38 Kuva 11. Vuosittainen asumisen energiankulutus käyttökohteittain (Tilastokeskus, 2024). 39 Kuva 12. Lämpöpumppujen kappalemäärän kehitys vuosittain Suomessa (Sulpu, 2024). 40 Kuva 13. Lämmityksen älyohjaus (Väre, 2025). 42 Kuva 14. Tavallinen kerrostalo verrattuna energiayhteisö kerrostaloon (Koskela, 2024). 43 Kuva 15. Verkon erilaisia saareke mahdollisuuksia (Repo ja muut, 2023). 45 Kuva 16. Asiakkaiden halukkuus ajoittaa lataustapahtumat riippuen siirtosopimuksesta (Raassina ja muut, 2023). 47 Kuva 17. Digitaalinen palvelu liittymän kapasiteetin seuraamiseen (Ollila & Raassina, 2024). 48 Kuva 18. Suomen verkossa simuloitu pullonkaulatilanne (OneNet, 2024). 51 Kuva 19. Nodes-kaupankäyntialustalle tehty kapasiteettitarjous (Nodes, 2025b). 57 Kuva 20. Akun sijoittelu Elenian keskijänniteverkossa (Alaperä ja muut, 2019). 58 6 Kuva 21. LEMENE-energiayhteisön energiaresurssien muodostama kokonaisuus (Lempäälän Energia, 2021). 60 Kuva 22. Kuormanohjausprosessin tiedonvaihto eri järjestelmien välillä (Afry, 2024). 62 Kuva 23. Välittömän ohjauksen prosessikaavio (Afry, 2024). 64 Kuva 24. Käyttöpaikan 5 pörssisähkön hinnan ja kulutuksen normaalijakauma 69 Kuva 25. Käyttöpaikan 5 ulkolämpötilan ja kulutuksen normaalijakauma. 69 Kuva 26. KJ-verkon käyttöpaikkojen korrelaatiokertoimien vaihtelut pörssisähkön hinnan ja kulutuksen suhteen. 72 Kuva 27. Käyttöpaikan 9 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa pörssisähkön hintaan. 73 Kuva 28. Käyttöpaikan 12 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa pörssisähkön hintaan. 73 Kuva 29. KJ-verkon käyttöpaikkojen korrelaatiokertoimien vaihtelut ulkolämpötilan ja kulutuksen suhteen. 75 Kuva 30. Käyttöpaikan 7 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 76 Kuva 31. Käyttöpaikan 2 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 76 Kuva 32. Käyttöpaikan 10 kulutus lajiteltu suurimasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 77 Kuva 33. Käyttöpaikan 8 kulutus lajiteltu suurimasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 78 Kuva 34. PJ-verkon muuntopiirien korrelaatiokertoimien vaihtelut pörssisähkön hinnan ja kulutuksen suhteen. 79 Kuva 35. M1 muuntopiirin kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa pörssisähkön hintaan. 80 Kuva 36. Muuntopiirin M6-kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa pörssisähkön hintaan. 81 Kuva 37. Muuntopiirin M10 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa pörssisähkön hintaan. 81 7 Kuva 38. PJ-verkon muuntopiirien korrelaatiokertoimien vaihtelut ulkolämpötilan ja kulutuksen suhteen. 83 Kuva 39. Muuntopiirin M1 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 84 Kuva 40. Muuntopiirin M6 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 84 Kuva 41. Muuntopiirin M10 kulutus lajiteltu suurimmasta pienimpään suhteessa ulkolämpötilaan. 85 Taulukot Taulukko 1. Taajuusreservituotteet (Fingrid, 2023). 17 Taulukko 2. Suomen rekisterissä olevat ajoneuvot (Tilastokeskus, 2025a). 34 Taulukko 3. Palveluntarjoajien tekemät joustotarjoukset (OneNet, 2024). 52 Taulukko 4. Kapasiteettituotteelta vaaditut tiedot (Energiavirasto, 2025a). 53 Taulukko 5. Energiatuotteelta vaaditut tiedot (Energiavirasto, 2025a). 55 Taulukko 6. KJ-verkon käyttöpaikkojen korrelaatiokertoimet ja P-arvot pörssisähkön hinnan ja kulutuksen suhteen. 71 Taulukko 7. KJ-verkon käyttöpaikkojen korrelaatiokertoimet ja P-arvot ulkolämpötilan ja kulutuksen suhteen. 74 Taulukko 8. PJ-verkon muuntopiirien korrelaatiokertoimet ja P-arvot pörssisähkön hinnan ja kulutuksen suhteen. 79 Taulukko 9. PJ-verkon muuntopiirien korrelaatiokertoimet ja P-arvot ulkolämpötilan ja kulutuksen suhteen. 82 Lyhenteet ja termit Aggregaattori Toimija, joka kokoaa yhteen energiaresursseja ja tarjoaa niiden sää- tökykyä sähkömarkkinoille joustona AMR 2.0 Toisen sukupolven etäluettavat mittarit (engl. Automatic meter rea- ding) 8 BTM-varasto Sähkövarasto, joka sijoitettu asiakkaan sähkömittarin taakse. Käyte- tään ensisijaisesti asiakkaan omavaraisuuden kasvattamiseen (engl. Behind the Meter) FTM-varasto Sähkövarasto, joka on kytketty suoraan sähköverkkoon. Käytetään en- sisijaisesti sähköverkon kulutuksen ja tuotannon tasapainottamiseen (engl. Front of the meter) Joustopalvelu Palvelu, jossa sähkön tuotantoa tai kulutusta muutetaan (ylös- tai alaspäin) tietoisesti vastauksena markkinasignaaliin tai sovittuun jous- totarjoukseen perustuen. Näitä jakeluverkonhaltijat ostavat markki- naehtoisesti verkon pätötehon hallintaa varten. Joustomarkkina Markkinapaikka, josta jakeluverkkoyhtiöt pystyvät ostamaan jousto- palveluita KJ Keskijännite 20 kV P2G Sähkön muuntaminen kaasuksi (engl. Power-to-G) P2X Sähkön muuntaminen polttoaineeksi (engl. Power-to-X) PJ Pienjännite 0,4 kV SAIDI Keskimääräinen vuosittainen sähkönjakelun keskeytysaika asiakasta kohden (engl. System average interruption duration index) SAIFI Keskimääräinen vuosittainen sähkönjakelun keskeytyskertojen määrä asiakasta kohden (engl. System average interruption frequency index) V2G Kaksisuuntainen sähkönsyöttö sähköajoneuvosta sähköverkkoon (engl. Vehicle-to-Grid). V2H Sähkönsyöttö sähköajoneuvosta kiinteistöön (engl. Vehicle-to-Home) Varttimittaus Sähkön kulutus mitataan 15 minuutin välein Virtuaalivoimala Useista hajautetuista energiaresursseista koostuva kokonaisuus, jonka tehokapasiteettia tarjotaan markkinoille yhtenä yksikkönä (engl. Vir- tual Power Plant) 9 1 Johdanto Jakeluverkkojen perinteinen toimintamalli on perustunut yksisuuntaiseen sähkön siir- toon voimalaitoksilta kuluttajille, mutta energiamurroksen myötä sähköntuotanto muut- tuu vaihtelevammaksi ja hajautuu yhä enemmän myös kuluttajille pientuotannon muo- dossa. Tuotantorakenteen muutosten lisäksi verkon kuormitusta kasvattavat sähköistyvä liikenne ja lämmitys sekä uudet datakeskukset (Honkapuro ja muut, 2020). Verkon ra- kenteesta riippuen nämä muutokset voivat johtaa paikallisiin pullonkaulatilanteisiin. Pa- himmassa tapauksessa ongelmatilanteet voivat ylikuormittaa ja vaurioittaa verkon kom- ponentteja sekä vaikuttaa sähkön laatuun etenkin heikoissa pienjänniteverkoissa (Haa- kana ja muut, 2021). Jakeluverkoilta nämä muutokset vaativat perinteisten verkkoinves- tointien ohella myös verkon joustavuuden tehostamista, jotta asiakkaiden sähkön toimi- tusvarmuus pystytään turvaamaan entistä haastavammassa toimintaympäristössä. Sähköverkon joustolla tarkoitetaan sähkön tuotannon tai kulutuksen tietoista muutta- mista vastauksena markkinasignaaliin tai perustuen sovittuun joustotarjoukseen (Sähkö- markkinalaki 588/2013). Jouston tavoitteena on siis tasapainottaa sähköverkkoa lisää- mällä tai vähentämällä hetkellisesti sähkön tuotantoa tai kulutusta. Jakeluverkkojen jous- tojen osalta keskeisemmäksi keinoksi ovat nousseet ostopalveluiden kautta hankittavat joustopalvelut (Repo ja muut, 2023). Sähkömarkkinalaissa (588/2013) sanotaan, että ja- keluverkonhaltijan on verkon kehittämissuunnitelmassaan arvioitava ja suunniteltava joustopalveluiden käyttöä vaihtoehtona perinteisille verkkoinvestoinneille. Jakeluverkon tulee hyväksyttää joustopalveluiden hankintaehdot Energiavirastolta ja täydentää niitä tarpeen vaatiessa. Lain mukaan Energiavirasto voi myös myöntää jakeluverkonhaltijalle toistaiseksi voimassa olevan poikkeusluvan joustopalveluiden markkinaehtoisesta han- kinnasta poikkeamiseen, mikäli joustopalvelujen hankinta ei ole taloudellisesti tehokasta tai se johtaisi vakaviin markkinan vääristymiin. 10 1.1 Työn tavoitteet, menetelmät ja tutkimuskysymykset Diplomityön tavoitteena on tutkia ja tuottaa tietoa siitä, mitä joustopalveluita voitaisiin hyödyntää Seiverkot Oy:n jakeluverkossa toimitusvarmuus- ja kapasiteettijoustoina. Työn taustana on Energiaviraston määräys, joka velvoittaa jakeluverkkoyhtiöitä otta- maan huomioon joustopalvelut osana jakeluverkon toimintaa. Diplomityössä tarkastelun kohteena on keski- ja pienjänniteverkko. Diplomityö on rajattu jakeluverkon paikallisiin joustotarpeisiin, mutta huomioi tarvittaessa kantaverkon kanssa tapahtuvan vuorovaiku- tuksen. Diplomityö sisältää aluksi kirjallisuuskatsauksen, jossa perehdytään energiamurrokseen, sähkömarkkinoihin, Sähkömarkkinalakiin, Energiaviraston määräyksiin, erilaisiin jousto- resursseihin, suomalaisiin ja kansainvälisiin joustohankkeisiin sekä kuormanohjausraja- pintaan. Kirjallisuuskatsauksen lisäksi tutkitaan Seiverkkojen asiakkaiden kulutuskäyttäy- tymistä. Tavoitteena on myös selvittää, riippuuko asiakkaiden sähkön kulutus mahdolli- sesti enemmän pörssisähkön hinnasta vai ulkolämpötilasta. Tulosten avulla pyritään ar- vioimaan nykyisen kulutuksen joustopotentiaalia pätötehon ohjattavuuden osalta sekä pohtia jakeluverkon mahdollisuutta ohjata kulutusta sähkönsiirron hinnoittelun kautta. Työn lopussa pohditaan, miten Seiverkot Oy voi jatkaa eteenpäin joustojen käyttöön- otossa ja esitellään keskeiset johtopäätökset. Diplomityön keskeisiä tutkimuskysymyksiä ovat: 1. Mitä Energiavirasto on vaatinut jakeluverkkoyhtiöiltä joustopalveluihin liittyen? 2. Millaisia joustoratkaisuja voidaan hyödyntää Seiverkot Oy:n verkkoalueella? 3. Miten kuormanohjausrajapinta voi tukea jouston käyttöönottoa? 4. Onko Seiverkkojen asiakkaiden kulutus riippuvainen pörssisähkön hinnasta tai ul- kolämpötilasta? 5. Millainen toimintasuunnitelma tukisi Seiverkot Oy:tä kohti pilotointia ja käyt- töönottoa? 11 1.2 Seiverkot Oy Seiverkot Oy (2024) kuuluu Seinäjoen Energia -konserniin ja vastaa sähkönjakelusta Sei- näjoen kuvassa 1 esitetyllä alueella. Yhtiön toimintaan kuuluvat sähköverkon suunnittelu, rakentaminen, kehittäminen, kunnossapito, sähkön kulutuksen mittaaminen ja vikojen korjaaminen. Yrityksen tavoitteena on taata luotettava, toimitusvarma ja kustannuste- hokas sähkönjakelu, joka täyttää Sähkömarkkinalain vaatimukset. Koko konsernin liike- vaihto vuonna 2024 oli 120,4 miljoonaa euroa, josta liikevoittoa tehtiin 23,1 miljoonaa euroa ja vastaavasti Seiverkkojen liikevaihto oli 15,2 miljoonaa euroa ja liikevoitto 2,8 miljoonaa euroa (Seinäjoen Energia, 2024). Kuva 1. Seiverkot Oy:n jakeluverkkoalue. 12 Seiverkot Oy:n vastuualueella on 28 044 asiakasta ja yhtiön siirtämä sähköenergian määrä vuonna 2024 oli yhteensä 456 GWh. Seiverkot omistaa 869 km 0,4 kV pienjännite (PJ)-verkkoa ja sen maakaapelointiaste on 93,7 %. Yhtiön omistuksessa on myös 310 km 20 kV keskijännite (KJ)-verkkoa, jonka maakaapelointiaste on 70,5 %. Seiverkon jakelu- verkko on rakenteeltaan rengasmainen, jota käytetään normaalitoiminnassa säteittäi- sesti. Verkon rakenne mahdollistaa vikojen nopean paikantamisen ja rajaamisen, mikä vähentää häiriöiden laajuutta ja kestoa. Vuonna 2024 SAIDI oli 5 minuuttia ja SAIFI 1 kpl. Seiverkot on panostanut merkittävästi viime vuosina jakeluverkon kehittämiseen, kuten maakaapelointiin, sähköasemien saneeraukseen ja automaation lisäämiseen. Vuoden 2024 aikana valmistuneiden investointien määrä oli 2,3 miljoonaa euroa ja keskeneräisiä investointeja oli yhteensä 0,6 miljoonaa euroa. Uusiutuvan energian kasvun ja liikenteen sähköistymisen asettamat uudet haasteet huomioidaan verkon suunnittelussa. Jakelu- verkon alueella aurinkosähkön määrä on kasvanut viimeisen kolmen vuoden aikana 130 %. Vuonna 2024 PJ-verkossa oli 377 aurinkosähköä tuottavaa asiakasta, joiden yh- teenlaskettu nimellisteho oli noin 3,55 MW. Kehittämissuunnitelmassaan Seiverkot Oy (2024) mainitsee, miten vuoden 2023 uusista henkilöautoista 34 % oli täyssähköautoja ja 15 % lataushybridejä. Suunnitelmassa kerrotaan myös, miten verkon alueella on tällä hetkellä 34 julkista latauskenttää ja on arvioitu liikenteen sähkön kulutuksen olevan jopa 15 GWh vuonna 2033. Jakeluverkon alueella on tarkasteltu pätötehon ohjaukseen pe- rustuvien joustopalveluiden saatavuutta, mutta joustopalveluntarjontaa ei verkkoalu- eella ole ollut. Paikallisten joustomarkkinoiden ja joustopalveluntarjoajien puuttumisen vuoksi Seiverkot on hakenut Energiavirastolta toistaiseksi voimassa olevaa lupaa jousto- palveluiden markkinaehtoisesta hankinnasta poikkeamiseen. 13 2 Sähköjärjestelmän muutos ja jouston tarve Kuvan 2 pylväsdiagrammi esittää Suomen sähköjärjestelmän sähkön tuotannon ja kulu- tuksen vuosittaista kehitystä. Vaikka Suomen sähköenergian kokonaiskulutus on pysynyt yleisesti tasaisena, viime vuosikymmenen aikana tuotantorakenne on muuttunut uusiu- tuvien energialähteiden kasvun myötä. Kuva 2. Sähkön tuotanto ja kulutus vuosilta 1990–2024 (Tilastokeskus, 2025b). Tilastokeskuksen (2025b) tietojen mukaan Suomen sähköenergian kokonaiskulutus vuonna 2024 oli 82,7 TWh, josta ydinvoimalla tuotettiin suurin osuus eli noin 31,1 TWh. Sähkönenergiasta vesivoimalla tuotettiin noin 14,1 TWh. Vesivoiman tuotannossa ei ole tapahtunut merkittävää kasvua, sillä sen laajennusmahdollisuudet ovat Suomessa hyvin rajalliset (Honkapuro ja muut, 2020). Tilastokeskus (2025b) kertoo, että tuulivoiman osuus Suomen sähköenergian tuotannosta on kasvanut huomattavasti viimeisen kym- menen vuoden aikana ja edellisvuoteen verrattuna sen osuus kasvoi 37 %. Tuulivoiman osuus oli toiseksi suurin kaikista tuotantomuodoista ja sillä tuotettiin sähköenergiaa noin 19,9 TWh. Aurinkovoiman tuotanto kasvoi 61 % edellisvuodesta saavuttaen 1,2 TWh:n 14 tuotannon. Aurinkovoiman suhteellinen kasvu oli kaikista sähkön tuotantomuodoista suurin. Yhdessä nämä neljä tuotantomuotoa vastasivat 80 % koko Suomen sähkön tuo- tannosta. Sääriippuvaisen tuotannon aiheuttamat vaihtelut yhdessä yhteiskunnan sähköistymisen kanssa, asettavat haasteita sähköverkon toimitusvarmuudelle ja suunnitteluperiaatteille. Haapaniemen ja muiden (2021) tutkimusraportissa mainitaan, miten verkon mitoituksen kannalta nämä muutokset vaikuttavat erityisesti verkon huipputehoihin, siirtokapasi- teettiin sekä kuormien risteilyyn. Raportissa tuodaan ilmi, miten kuormien risteilyn pe- rusteella on voitu olettaa asiakkaiden kuormien käyttäytyvän toisistaan riippumatto- masti, eivätkä kaikki asiakkaat käytä maksimitehoaan samanaikaisesti. Oletus on ollut siis keskeinen osa verkon suunnittelua ja mahdollistanut verkon maltillisemman ja taloudel- lisemman mitoituksen. Liikenteen sähköistyessä älylatauksen lisääntyminen vähentää kuormien risteilyä, koska monet lataustapahtumat ajoittuvat samoille edullisille pörs- sisähkön tunneille (Haakana ja muut, 2024). Sähköautojen latauksen ohella toinen kuorman risteilyä pienentävä ja kuormitusta kas- vattava tekijä on lämmityksen sähköistyminen. Järventausta ja muut (2015) DR-poolin loppuraportissa sanovat, miten lämpöpumput tulevat korvaamaan yhä enemmän kiin- teistöjen vanhoja lämmitysjärjestelmiä pää- ja lisälämmityksen muotona. Kun sähköau- tojen latausta usein synkronoi sähkön hinta, lämmityskuormien voimakkain samanaikais- tava tekijä on ulkolämpötila. Kylmien pakkasten aikaan sähköautoja joudutaan lataa- maan yhä useammin, mikä lisää sähkön kulutusta entisestään. Samanaikaisesti asiakkai- den lämmitystarpeet myös kasvavat ja ne aiheuttavat jakeluverkoille suuria tehonsiirto- tarpeita. Lämpöpumppujen hyötysuhde laskee kovilla pakkasilla, jolloin järjestelmä kyt- kee automaattisesti päälle sähköisen lisävastuksen ylläpitämään lämmitystä, mikä nos- tattaa kiinteistön tehontarvetta (Järventausta ja muut, 2015). Tämän tehon lisäyksen ta- pahtuessa monissa kiinteistöissä samanaikaisesti ne aiheuttavat paikallisesti suuria kuor- mitushuippuja jakelumuuntamoille ja verkon johtolähdöille. Olennaista on huomioida, että Suomen jakeluverkot ovat mitoitettu kestämään talven huippukuormia ja 15 tehonsiirtotarpeita (Haakana ja muut, 2021). Pakkasilma myös jäähdyttää verkon kom- ponentteja, kuten muuntajia ja kaapeleita, minkä vuoksi ne pystyvät kestämään nimel- listehoaan suuremman kuormituksen kylminä vuodenaikoina (Järventausta ja muut, 2015). Haakanan ja muiden (2021) tutkimusraportissa tuodaan esille, miten näiden kuormien ja tuotantomuotojen lisäykset voivat johtaa verkon komponenttien ylikuormittumiseen, toimitusvarmuuden sekä sähkön laadun heikkenemiseen. Raportissa mainitaan, miten näistä yleensä ensimmäisenä tuleekin vastaan sähkön laadulliset ongelmat ja rajoitteet. Jännitteen laatuun liittyvät vaatimukset on määritelty standardissa SFS-EN 50160. Nor- maaleissa käyttöolosuhteissa jännitteen poikkeama nimellisjännitteestä saa standardin mukaan olla enintään ±10 % (Haakana ja muut, 2021). Tavallinen ratkaisu näihin kapasi- teettirajoitteisiin on ollut verkon vahvistamiseen tehtävät investoinnit, kuten muuntajien vaihtaminen nimellisteholtaan suurempiin tai siirtokaapeleiden uusiminen. Vaikka taval- liset verkkoinvestoinnit toimivat kapasiteettiongelmien ratkaisuun, niiden toteuttami- nen on hidasta ja kallista. Siksi aktiivisen verkonhallinnan ja joustopalveluiden kaltaiset keinot ovat yhä tärkeämpiä kapasiteettiongelmien sekä tuotannon ja kulutuksen hallin- nassa (Repo ja muut, 2023). 2.1 Sähkömarkkinat Koskela ja muut (2024) tutkimusraportissaan käyvät läpi sähkömarkkinoiden rakennetta. Raportissa kerrotaan, miten Suomessa ja muissa Pohjoismaissa sähkökauppaa käydään Nord Poolin ylläpitämillä vuorokausi- ja päivänsisäisillä markkinoilla. Vuorokausimarkki- noilla määritetään sähkön hinta ja toimitusmäärät seuraavan päivän jokaiselle tunnille huutokauppaperiaatteella. Hinta perustuu marginaalihinnoitteluun (engl. Pay-as-clear) eli se määräytyy kysynnän ja tarjonnan leikkauskohdan mukaisesti. Käytännössä tämä tarkoittaa, että kallein hyväksytty tarjous määrittää hinnan kaikille kyseisen tunnin myyn- titarjouksille. Raportin mukaan sähkön tuottajat kilpailevat keskenään siitä, kuka kyke- nee tuottamaan sähköä edullisimmin. Sääriippuvaisen tuotannon voimakas vaihtelu vai- kuttaa suoraan sähkön markkinahintaan. Ylituotannon aikana hinnat voivat mennä 16 todella alhaisiksi tai negatiivisiksi, kun tarjonnan puutteessa hinnat voivat nousta hyvin- kin korkealle. Nordic Energy Researchin (2021) julkaisussa kerrotaan, miten päivänsisäisillä markki- noilla sähkökauppaa käydään jatkuvasti vuorokausimarkkinoiden sulkeutumisen jälkeen aina lähelle toimitushetkeä asti. Päivänsisäisillä markkinoilla jokaiselle hyväksytylle tar- joukselle maksetaan tarjouksessa ilmoitettu hinta (engl. Pay-as-bid). Nämä markkinat auttavat tasapainottamaan päivän aikana tapahtuvia tuotannon ja kulutuksen vaihte- luita. Suomessa otettiin käyttöön 15 minuutin taseselvitysjakso toukokuussa 2023, jonka myötä päivänsisäisillä markkinoilla on voitu käydä kauppaa 15 minuutin tuotteilla (Fing- rid, 2025a). Vuorokausimarkkinoiden siirtyminen varttimittaukseen tapahtui lokakuussa 2025 (Caruna, 2025). Fingridin (2025a) mukaan muutoksen tavoitteena on harmonisoida markkinoiden toimintaa ja mahdollistaa nopeampi reagointi sähköjärjestelmän tuotan- non ja kulutuksen muutostilanteisiin. Jakeluverkkoyhtiöiden tulee päivittää asiakkaiden mittausjärjestelmät vuoden 2028 loppuun mennessä varttimittausta tukeviin etämit- tauslaitteistoihin. Suomen kantaverkkoyhtiö Fingrid (2023) vastaa sähköjärjestelmän tehotasapainosta eli siitä, että tuotanto ja kulutus ovat jatkuvasti yhtä suuria. Tasapainoa tarkkaillaan seuraa- malla sähköjärjestelmän taajuutta, joka normaali toimintatilanteessa on 49,9–50,1 Hz välillä. Järjestelmän tasapainon ylläpitoa varten Fingrid ostaa ohjattavia resursseja (re- servejä) taajuudensäätöön reservimarkkinoilta, jossa eri tuotantokohteet tarjoavat te- honsäätökykyään järjestelmän tasapainottamiseen. Taajuudensäädön reservimarkki- noille voivat osallistua monet eri kohteet, kuten voimalaitokset, teollisuuslaitokset, ener- giavarastot sekä aggregaattoreiden kokoamat pienet kulutuskohteet. Taajuusreservejä Fingrid ostaa vuoden jokaiselle tunnille sähköjärjestelmän tuotannon ja kulutuksen sekä häiriötilanteista syntyvän taajuuden vaihtelun tasapainottamiseen. Nämä reservit 17 jaetaan käyttötarkoituksen ja reagointinopeuden perusteella eri reservituotteisiin, kuten taulukossa 1 on esitetty. Taulukko 1. Taajuusreservituotteet (Fingrid, 2023). Taajuusreservimarkkinoilla osallistuville toimittajille maksetaan kapasiteettikorvausta säätötehon valmiuden ylläpitämisestä sekä energiakorvausta mikäli reservi joudutaan aktivoimaan (Fingrid, 2025b). Reservimarkkinoilla on käytössä marginaalihinnoittelu, ku- ten vuorokausimarkkinoilla, mutta tästä hinnoittelusta poikkeavat tietyt erikoissäädöt ja viiveellä aktivoidut reservit, joiden korvaus voidaan maksaa tarjouskohtaisesti (Fingrid, 2025b) Reservituote Vaadittu ak- tivointino- peus Aktivointi- tapa Käyttötarkoitus Taajuuden säätösuunta Minimitar- jouskoko (pätöteho) Nopea taa- juusreservi (FFR) 1,3 s / 49,7 Hz, 1,0 s / 49,6 Hz ja 0,7 s / 49,5 Hz Taajuuteen perustuva au- tomaattinen aktivointi Käytetään pie- nen inertian ti- lanteissa suurien taajuus poik- keamien hallin- taan Ylössäätö 1 MW Taajuusoh- jattu häiriöre- servi (FCR-D) 86 % tehosta 7,5 sekun- nissa Taajuuteen perustuva au- tomaattinen aktivointi Käytetään suu- rissa taajuuden muutoksissa no- peaan lineaari- seen hallintaan Ylössäätö (49,5–49,9 Hz) ja alassäätö (50,1–50,5 Hz) 1 MW Taajuusoh- jattu käyttöre- servi (FCR-N) 63 % tehosta 1 min ja 95 % tehosta 3 min Taajuuteen perustuva au- tomaattinen aktivointi Säätää taajuutta jatkuvasti 49,9– 50,1 Hz:n alu- eella Ylös- ja alas- säätö 0,1 MW Automaatti- nen taajuuden palautusre- servi (aFRR) 5 minuuttia Fingridin lä- hettämään aktivointisig- naaliin perus- tuva auto- maattinen ak- tivointi Säätää jatkuvasti tuotanto- ja ku- lutuskohteiden tehoa Ylös- ja alas- säätö 1 MW Manuaalinen taajuuden pa- lautusreservi (mFRR) 15 min Fingridin lä- hettämään aktivointi- pyyntöön pe- rustuva ma- nuaalinen ak- tivointi Suurempien ja pidempikestois- ten taajuus- poikkeamien korjaaminen Ylös- ja alas- säätö 5 MW (jaet- tavissa 1 MW eriin) 18 Joustomarkkinoiden päätarkoitus on tarjota jakeluverkkoyhtiölle keinoja paikalliseen te- honhallintaan ja toimitusvarmuuden ylläpitämiseen hyödyntämällä verkon paikallisia tuotanto- ja kulutuskohteita (Helen, 2025). Koska jakeluverkon tarpeet ovat verkkokoh- taisia, onnistunut kaupankäynti edellyttää tehokasta tiedonvaihtoa joustomarkkinoiden toimijoiden välillä. Nordic Energy Research (2021) tuo ilmi, miten joustopalveluntarjoajat tietävät omien joustoresurssien sijainnin, mutta eivät verkon pullonkauloja, kun taas ja- keluverkonhaltijat tietävät pullonkaulojen sijainnin, mutta eivät välttämättä tiedä yksit- täisten joustoresurssien sijaintia. Joustomarkkinoilla tarjolla olevat joustoresurssit voi- daan sijainnin perusteella kohdentaa niin, että ne voivat täyttää verkkoyhtiön paikalliset joustotarpeet. Energiaviraston (2025a) vahvistamassa joustopalveluiden hankintaehdoissa mainitaan, miten joustomarkkinoille osallistuville maksetaan korvausta samalla tavalla, kuin reser- vimarkkinoilla eli kapasiteettikorvauksella valmiudessa olosta ja energiakorvauksella jouston aktivoinnista. Kun reservimarkkinoilla käytettiin marginaalihinnoittelua, jousto- markkinoilla on käytössä tarjouskohtainen hinnoittelu. Repon ja muiden (2023) mukaan, jotta joustomarkkinat voisivat toimia luotettavasti ja tehokkaasti, täytyy tarjouksia olla riittävästi jakeluverkon tarpeeseen nähden eli täytyy olla markkinalikviditeettiä. Mikäli likviditeetti on heikko, eli tarjouksia on vähän tai yksi toimija omistaa suuren osan tar- jouksista, jakeluverkonhaltija ei voi luottaa saavansa tarvitsemaansa joustoa kilpailuky- kyiseen hintaan. Vähäinen kilpailu voi myös nostattaa joustotarjouksien hintoja ja tehdä joustopalvelun ostamisesta epätaloudellista jakeluverkoille. Tämän vuoksi tulevien jous- tomarkkinoiden kehityksen kannalta tärkeää on luoda toimintamallit ja säännöt, jotka houkuttelevat mukaan riittävästi eri joustontarjoajia ja varmistavat näin markkinan luo- tettavan toiminnan. Markkinoiden houkuttelevuutta voidaan parantaa esimerkiksi mahdollistamalla jousto- tuotteen osallistumisen useammalle eri markkinalle, mutta tällöin täytyy varmistaa, että samaa tuotetta ei myydä useammalle eri toimijalle samanaikaiseen käyttöön (Energiavi- rasto, 2025a). Vaikka tuotteen päällekkäinen myynti saataisiin estettyä, voi eri 19 markkinatoimijoiden koordinoimattomat säätötoimet aiheuttaa ongelmia toisille osa- puolille. Honkapuron ja muiden (2020) mukaan tämä ongelma korostuu erityisesti kan- taverkkoyhtiön toimenpiteiden vaikutuksissa paikallisissa jakeluverkoissa. Esimerkiksi aggregaattori on voinut myydä reservimarkkinoille jakeluverkon alueelta suuren määrän joustotehoa sähköjärjestelmän tasapainottamista varten. Kun Fingrid aktivoi nämä re- servit, voi aiheutua suuri ja äkillinen kuormituksen muutos jakeluverkon alueella. Kanta- verkon näkökulmasta tilanne on hallinnassa, mutta jakeluverkonhaltijalle toimenpide on voinut aiheuttaa pullonkaulatilanteen. Tällaisessa tilanteessa jakeluverkonhaltija saattaa joutua ostamaan joustomarkkinoilta vastakkaissuuntaista joustotehoa korjatakseen kan- taverkon toimenpiteen aiheuttaman ongelmatilanteen. Tällainen koordinoimaton jous- ton käyttö korostaa tarvetta toimijoiden väliseen yhteistyöhön ja tiedonvaihtoon. 2.2 Lainsäädäntö ja viranomaisohjaus Suomen sähkömarkkinoiden toimintaa ohjaavan Sähkömarkkinalain (588/2013) keskei- senä tavoitteena on varmistaa sähkön loppukäyttäjille korkea toimitusvarmuus, kilpailu- kykyiset hinnat ja reilut palveluperiaatteet. Tavoitteiden saavuttamiseksi pyritään edis- tämään tervettä ja taloudellista kilpailua sähkön tuotannosta ja myynnistä sekä säänte- lemään jakeluverkkoyhtiöiden toimintaa. Koska kullakin maantieteellisellä alueella voi toimia vain yksi jakeluverkonhaltija, toiminta on tarkasti valvottua ja edellyttää Energia- viraston myöntämää sähköverkkolupaa. Lain mukaan jakeluverkkoyhtiöiden on julkais- tava kehittämissuunnitelma kahden vuoden välein. Energiaviraston (2023a) määräyksen mukaan kehittämissuunnitelmassa pitää tulla ilmi verkon nykytilanne sekä arvioidut verkon kehittämistarpeet tulevan kymmenen vuoden ajalle. Suunnitelman on eriteltävä investoinnit siirtokapasiteetin kasvattamiselle, uuden tuotannon ja kulutuksen liittämiselle sekä arvioitava ilmastonmuutoksen vaikutuksia ver- kon toimintaan. Suunnitelmassa jakeluverkonhaltijan on jaettava vastuualueensa kehit- tämisvyöhykkeisiin eli asemakaava-alueeseen ja asemakaavan ulkopuoliseen alueeseen. Verkonhaltija voi tehdä jaottelun verkon sijainnin, rakenteen tai muiden verkkoon liitty- vien ominaisuuksien mukaisesti. Jokainen verkonosa voi kuulua vain yhteen 20 kehittämisvyöhykkeeseen. Jaottelun avulla verkonhaltija suunnittelee vyöhykkeille tar- vittavat toimenpiteet toimitusvarmuuden ja laadullisten vaatimusten täyttämiseksi. Säh- kömarkkinalain (588/2013) 51 § määrittelee jakeluverkon toimitusvarmuuden laadulliset vaatimukset kehittämisvyöhykkeille. Asemakaava-alueella sähkönjakelussa ei saa tapah- tua asiakkaille yli 6 tunnin kestävää keskeytystä. Vastaavasti asemakaava-alueen ulko- puolisen alueen asiakkailla ei saa tapahtua yli 36 tunnin kestävää keskeytystä. Kehittä- missuunnitelmassa on myös otettava huomioon joustopalvelut ja arvioitava niiden mah- dollista käyttöä vaihtoehtona siirtokapasiteetin kasvattamiselle (Energiavirasto, 2023a). Sähkömarkkinalain (588/2013) 52 a § edellyttää joustopalveluiden hyödyntämistä vaih- toehtona tavallisille verkkoinvestoinneille seuraavasti: Jakeluverkonhaltijan on mahdollisuuksien mukaan hyödynnettävä joustopalve- luja jakeluverkkonsa käytön ja kehittämisen tehostamiseksi sekä siirtorajoitus- ten hallitsemiseksi vastuualueellaan tai vastuualueensa rajojen yli tapahtuvissa siirroissa. Jakeluverkonhaltijan on hankittava joustopalvelut avointen, syrjimät- tömien ja markkinapohjaisten menettelyjen mukaisesti. Joustopalvelujen han- kintaehtojen on oltava tasapuolisia ja syrjimättömiä joustopalvelujen tuottajille eikä niissä saa olla perusteettomia tai kilpailua ilmeisesti rajoittavia ehtoja. Jous- topalvelujen hankintaehtojen on edistettävä energiatehokkuustoimenpiteiden toteuttamista ja kustannustehokkuutta. Ehdot on julkaistava. Jakeluverkonhaltijan tulee julkaista riittävät tiedot jouston tarpeesta sekä han- kitusta ja aktivoidusta joustokapasiteetin määrästä. Energiavirasto voi hakemuksesta myöntää jakeluverkonhaltijalle poikkeuksen 1 momentissa tarkoitetusta hankintavelvollisuudesta, mikäli joustopalvelujen markkinapohjainen hankinta ei ole taloudellisesti tehokasta, tai jos se johtaisi vakaviin markkinoiden vääristymiin tai lisäisi siirtorajoituksia. Sähkömarkkinalaki on keskeisessä roolissa joustomarkkinoiden kehityksessä, sillä se luo puitteet niiden toiminnalle ja reilulle kilpailulle. Laki edistää markkinoiden syntyä aset- tamalla verkonhaltijoille velvoitteita hyödyntää joustoa sekä sääntelee tarkasti niiden roolia joustomarkkinoiden toiminnassa. Sähkömarkkinalain (588/2013) 29 b § esimer- kiksi kieltää jakeluverkonhaltijaa itse harjoittamasta energiavarastoliiketoimintaa paitsi lain sallimissa poikkeustilanteissa. Laki kuitenkin sallii energiavarastojen hyödyntämisen jakeluverkon toiminnan kehittämiselle, mutta energiavarasto täytyy olla toisen 21 osapuolen omistuksissa. Pykälän tavoitteena on siis varmistaa, että jakeluverkonhaltijat hyödyntävät ensisijaisesti joustomarkkinoilta saatavia ratkaisuja. Sähkömarkkinalain (588/2013) 65 a § antaa kuluttajalla oikeuden tarjota kulutusjoustoa sähkömarkkinoille, joko omatoimisesti tai aggregaattorin välityksellä. Tähän liittyen lisät- tiin vuonna 2025 kuluttajan kuormanohjaukseen liittyvä uudistus 65 b §. Uudistuksen mukaan kuluttajat saavat oikeuttaa haluamansa palveluntarjoajan toteuttamaan kuor- manohjausreleeseen kytkettyjen sähkölaitteiden ohjausta. Palveluntarjoajan toteutta- maan kuormanohjaukseen ei tarvita sähkön myyjän, jakeluverkkoyhtiön tai muun mark- kinaosapuolen lupaa. Lisäys velvoittaa jakeluverkonhaltijan tarjoamaan ohjausta toteut- tavalle osapuolelle pääsy asiakkaan mittarin kuormanohjausrajapintaan keskitetyn tie- donvaihtopalvelun kautta sekä mahdollistamaan asiakkaiden kuormien kytkentä kuor- manohjausreleeseen. Uudistus tekee kulutusjoustosta kilpailullisen toiminnan, jota jake- luverkonhaltijat pystyvät hyödyntämään verkon tehonhallinnassa ostopalveluna. Vaikka pykälä antaa asiakkaalle vapauden erillisen palveluntarjoajan toteuttamaan kuormanoh- jaukseen, jakeluverkonhaltijalla on silti oikeus puuttua ohjaukseen häiriö- ja vikatilantei- den sattuessa. Kuormanohjaukseen liittyvien säännösten on tarkoitus tulla voimaan 1.9.2026. Pykälän toteuttamista varten yksityiskohtaisemmat tekniset vaatimukset uu- den sukupolven etäluettaville mittareille (engl. Automatic meter reading, AMR 2.0) ja kuormanohjaukselle on määritelty valtioneuvoston mittausasetuksessa 767/2021. Haakana ja muut (2022) tutkimusraportissaan mainitsevat, miten jakeluverkot toimivat luonnollisina monopoleina, minkä vuoksi Energiavirasto sääntelee niiden toimintaa var- mistaakseen niiden tehokkuuden, toimitusvarmuuden ja kohtuullisen hinnoittelun. Energiavirasto ohjaa ja valvoo jakeluverkkotoimintaa EU- ja kansallisen lainsäädännön pohjalta asettamillaan määräyksillä sekä kehittämillään valvontamenetelmillä. Nämä val- vontamenetelmät määritellään neljän vuoden mittaisille valvontajaksoille ja ohjaavat ja- keluverkkoa investointien suunnittelussa. Kuvassa 3 on esitetty kuudennen ja seitsemän- nen valvontajakson valvontamenetelmät. 22 Kuva 3. Valvontamenetelmät vuosille 2024–2027 ja 2028–2031 (Energiavirasto, 2023b). Energiaviraston (2023b) valvontamallin perusideana on selvittää, onko jakeluverkkoyhtiö tehnyt yli- vai alijäämää vähentämällä toteutuneesta tuloksesta kohtuullinen tuotto. Tu- loksen ollessa positiivinen on tehty ylijäämää ja negatiivinen tulos tarkoittaa alijäämää. Tulos ei jää verkkoyhtiön lopulliseksi voitoksi tai tappioksi vaan se siirretään seuraavalle valvontajaksolle tasoitettavaksi. Ylijäämä on palautettava asiakkaille tulevan neljän vuo- den aikana esimerkiksi siirtomaksuja alentamalla. Vastaavasti alijäämä voidaan kerätä asiakkaiden siirtohintoja korottamalla. Mikäli ylijäämä on valvontajakson aikana ylittänyt kohtuullisen tuoton vähintään viidellä prosentilla, verkkoyhtiö joutuu maksamaan ylijää- mälle korkoa. Mallissa käytetään erilaisia kannustimia, jotka vaikuttavat yhtiön tulokseen 23 positiivisesti tai negatiivisesti. Uusimpana kannustimena on kehitetty joustokannustin, jonka tarkoituksena on ohjata verkkoyhtiöitä aktiivisesti kehittämään ja hyödyntämään joustoratkaisuja verkon rakentamisen vaihtoehtona. Verkonhaltija voi vähentää jousto- kannustimen avulla toteutuneesta oikaistusta tuloksestaan joustoratkaisujen käyttöön- ottoon liittyviä kustannuksia. Hyväksyttyjen kustannusten enimmäismäärä kuudennella valvontajaksolla on 1 % verkkoyhtiön liikevaihdosta. Seitsemännellä valvontajaksolla joustoista syntyneet kustannukset voidaan toteuttaa läpilaskutuseränä ja niiden enim- mäismäärä on 2 % jakeluverkkoyhtiöin liikevaihdosta. Energiavirasto on kehittänyt uutta valvontamallia edistämään joustopalveluiden käyt- töönottoa, mutta sen rakenne ohjaa jakeluverkkoyhtiöitä ensisijaisesti investoimaan fyy- siseen verkkoon. Jakeluverkkoyhtiö on tarkasti säännelty toimija, jonka tavoitteena on toimia taloudellisesti kannattavasti valvontamallin puitteissa. Verkkoyhtiön sallittu koh- tuullinen tuotto kasvaa, mitä enemmän pääomaa on investoitu jakeluverkon fyysiseen rakenteeseen. Tehdyt verkkoinvestoinnit myös parantavat verkon toimitusvarmuutta ja kasvattaa kannustimien kautta saatavien bonuksien määrää. Joustopalveluiden ostami- nen markkinoilta on jakeluverkoille operatiivinen kulu, eikä suoraan kasvata verkon ar- voa. Tästä syntyy ristiriita verkkoinvestointien ja joustopalveluiden ostamisen välille. Uusi joustokannustin auttaa ristiriidan ratkaisussa, mutta sen taloudellinen vaikutus jää pie- neksi verrattuna verkon rakentamisesta saatavaan pitkän aikavälin tuottoon. Esimerkiksi tilanteessa, jossa muuntaja on ylikuormittumassa, jakeluverkkoyhtiö voi ratkaista ongel- man investoimalla nimellisteholtaan suurempaan muuntajaan. Muuntajan uusiminen on pidemmällä aikavälillä taloudellisesti kannattava ja turvallinen ratkaisu. Vaihtoehtoisesti voidaan ostaa paikallisilta kuluttajilta joustopalveluita pienentämään muuntajan kuormi- tusta, jolloin muuntajainvestointia ei tarvitse välittömästi toteuttaa. Lyhyellä aikavälillä joustopalvelut ovat kustannustehokkaampi ratkaisu, mutta ne voivat tuntua jakeluverk- koyhtiöille epävarmemmalta ratkaisulta, kuin perinteiset verkkoinvestoinnit. Valvonta- mallin sisäinen ristiriita hidastaa joustomarkkinoiden ja joustopalveluiden kehittymistä ja käyttöönottoa. 24 3 Sähköverkon joustomahdollisuudet Nordic Energy Research (2021) jaottelee julkaisussaan jakeluverkon joustot implisiitti- seen ja eksplisiittiseen joustoon. Implisiittinen eli epäsuora jousto perustuu hintasignaa- leihin, jotka kannustavat asiakkaita ajoittamaan kulutustaan markkinoiden hintojen mu- kaisesti. Implisiittisessä joustossa asiakkaiden kulutuksen muutoksen motiivina on siitä saatava rahallinen säästö, eikä varsinaisen jouston tarjoaminen. Julkaisussa mainitaan, että jakeluverkon lyhyen aikavälin toimitusvarmuuden ja kapasiteetinhallinnan näkökul- masta implisiittinen jousto ei ole riittävän luotettava, koska jouston määrä on täysin riip- puvainen kuluttajista ja siitä reagoivatko he hintasignaaleihin. Eksplisiittisessä eli suo- rassa joustossa asiakas tarjoaa joustoa aktiivisesti verkkoyhtiölle tai muulle markkinatoi- mijalle korvausta vastaan. Julkaisun mukaan tämä tekee siitä luotettavamman keinon ja- keluverkon lyhyen aikavälin tehonhallintaan, koska sen käyttöä voidaan ohjata ja hyö- dynnettävissä olevan jouston määrä on tiedossa. Jakeluverkkoyhtiöt voivat hankkia eks- plisiittistä joustoa esimerkiksi ostamalla sitä suoraan joustomarkkinoilta, hankkimalla joustoa aggregaattorin välityksellä tai toteuttamalla joustojen hankinta yhteistyössä toi- sen yrityksen kanssa. Yritysten välisestä yhteistyömallista konkreettinen esimerkki on Elenian ja Fortumin akkuhanke, jossa Fortum omistaa akun ja myy sen kapasiteettia pal- velumuodossa Elenialle (Alaperä ja muut, 2019). Molemmat näistä joustoista ovat jake- luverkon toiminnan kannalta tärkeitä ja ne täydentävät toisiaan. Eksplisiittinen jousto auttaa lyhyen aikavälin tehopiikkien ja vikatilanteiden hallinnassa. Implisiittinen jousto on suunnattu jakeluverkon pidemmän aikavälin kulutuksen hallintaan. Sen avulla tasoi- tetaan asiakkaiden kuormitusprofiileja, mikä parantaa verkon kapasiteetin käyttöä sekä vähentää tarvetta tulevaisuuden vahvistusinvestoinneille. Repo ja muut (2023) jaottelevat joustot vielä käyttötarkoituksen mukaan toimitusvar- muus-, kapasiteetti- ja järjestelmätason joustoon. Toimitusvarmuusjousto takaa sähkön- siirron jatkuvuuden vika- ja kunnossapitotilanteissa. Toimitusvarmuusjoustoina voidaan hyödyntää esimerkiksi mikroverkkoja, joilla on kyvykkyys irtautua jakeluverkosta vian yh- teydessä ja ylläpitää sähkön saatavuutta energiavarastojen, pientuotannon sekä varavoi- majärjestelmien avulla. Kapasiteettijousto puolestaan keskittyy jakeluverkon olemassa 25 olevan kapasiteetin tehokkaampaan hyödyntämiseen ilman suuria lisäinvestointeja verk- korakenteeseen. Kapasiteettijoustoa voidaan toteuttaa esimerkiksi hinnoittelun keinoilla, kuten tehopohjaisilla siirtotariffeilla ja joustavilla liittymäsopimuksilla tai hyödyntämällä joustoa paikallisilta joustomarkkinoilta. Järjestelmätason jousto tukee koko sähköjärjes- telmän tehotasapainoa. Tähän kuuluvat reservimarkkinoilta saatavat reservituotteet, joi- hin pystyvät osallistumaan myös jakeluverkkotasolle kytkeytyvät joustoresurssit. 3.1 Kysyntäjousto Kysyntäjoustolla eli kulutusjoustolla tarkoitetaan toimenpiteitä, joiden avulla voidaan vä- hentää, lisätä tai siirtää kulutusta myöhempään ajankohtaan sähköjärjestelmän tarpei- den mukaisesti (Nordic Energy Research, 2017). Järventaustan ja muiden (2015) raportin mukaan Suomessa suurimman yksittäisen jouston lähteen muodostavat erilaiset lämmi- tysjärjestelmät. Lämmityksen lisäksi muita merkittäviä joustoresursseja, joita raportissa mainitaan, ovat suuret sähkönkäyttökohteet, sähköautot, energiavarastot, toimitilojen ja julkisten rakennusten ilmanvaihto-, jäähdytys- ja valaistusjärjestelmät. Koska monet näistä resursseista ovat yksittäisinä kohteina teholtaan pieniä ja maantieteellisesti hajal- laan, niiden hyödyntäminen jakeluverkon joustona edellyttää aggregointia. Kysyntäjous- toa voidaan hyödyntää jakeluverkossa kuvan 4 esittämiä menetelmiä käyttäen ja näistä tehohuippujen leikkausta, laaksojen täyttöä ja kuormansiirtoa voidaan ajatella jakeluver- kon lyhyen aikavälin tehonhallinnan menetelminä. 26 Kuva 4. Erilaisia kysyntäjouston menetelmiä (Rinne, 2023). Kulutushuippujen leikkauksen (engl. Peak clipping or shaving) tavoitteena on pienentää järjestelmän kulutusta tunneilta, jolloin verkon kuormitus on suurimmillaan. Kulutus- huippuja voidaan pienentää käyttämällä implisiittisen jouston ja eksplisiittisen jouston keinoja (Nordic Energy Research, 2017). Kuormitushuippujen leikkauksen avulla välte- tään pullonkaulatilanteiden muodostuminen verkkoon ja ennaltaehkäistään verkon komponenttien ylikuormittumista, mikä pidentää niiden käyttöikää. Kulutushuippujen leikkaamisen vastakohtana on laaksojen täyttö (engl. Valley filling). Menetelmän tavoitteena on lisätä kulutusta niille ajankohdille, jolloin sähkön kulutus verkossa on vähäistä. Toimenpide on hyödyllinen sähköjärjestelmissä, joissa on paljon vaikeasti säädettävää perusvoimaa tai sääriippuvaista energiantuotantoa (Nordic Energy Research, 2017). Yöllä esimerkiksi nämä voimalat voivat tuottaa enemmän sähköä kulu- tukseen nähden, mikä näkyy alhaisina pörssisähkön hintoina. Tällaisessa tilanteessa asia- kas saa taloudellisen kannusteen kulutuksen lisäämiseen. Tyypilliset kuormat, joita kan- nattaa ohjata tällöin, ovat sähköautot, energiavarastot, lämminvesivaraajat ja sähköläm- mitysjärjestelmät (Nordic Energy Research, 2017). 27 Kuormansiirto (engl. Load shifting) on käytännössä kulutushuippujen leikkauksen ja laak- sojen täyttämisen yhdistelmä. Tavoitteena ei ole lisätä tai vähentää kokonaisenergian ku- lutusta vaan ajallisesti siirtää sitä huipputehotunneilta vähäisen kulutuksen tunneille (Rinne, 2023). Samat joustavat kuormat ja menetelmät pätevät kuormansiirrossa, kuin aikaisemmissa menetelmissä. Kuormansiirron vaikutus näkyy kuormituskäyrän tasoittu- misena, joka parantaa verkon käyttöastetta. Pitkän aikavälin menetelminä voidaan pitää kuorman kasvua (engl. Load growth), ener- giatehokkuutta (engl. Energy efficiency) ja joustavaa kuorman muotoutumista (engl. fle- xible load shaping). Kuorman kasvu ja energiatehokkuus eivät ole suoria ohjaustoimia, vaan hitaita sähkön kulutuksen muutoksia, jotka jakeluverkonhaltijan on huomioitava verkon pidemmän aikavälin kehityksessä. Joustava kuorman muotoutuminen on kehitty- nyt kysyntäjouston muoto, jossa kulutus dynaamisesti mukautuu verkon tarpeiden mu- kaisesti (Nordic Energy Research, 2017). Tämän jouston toteutuminen edellyttää suuria investointeja jakeluverkon automaatioon, mittausinfrastruktuuriin ja tiedonvaihtoon, joiden toteuttamisessa menee useita vuosia. 3.2 Energiavarastot Energiavarastot ovat yksi sähköjärjestelmän keskeisimmistä ja monipuolisimmista jous- toresursseista. Niiden avulla voidaan varastoida sähköenergiaa myöhempää käyttöä var- ten, mikä parantaa etenkin uusiutuvan energiantuotannon käyttöastetta. Khajeh (2024) mukaan jakeluverkkotasolla energiavarastoja voidaan käyttää pätö- ja loistehon säätöön, kuormansiirtoon, kulutushuippujen leikkaukseen sekä mikroverkko toiminnallisuuden mahdollistamiseen. Nämä toimenpiteet parantavat verkkoinfrastruktuurin käyttöä, toi- mitusvarmuutta sekä pienentävät tarvetta kalliimmille verkkoinvestoinneille. Energiava- rastot voidaan jakaa niiden varastointiperiaatteiden mukaisesti mekaanisiin-, termisiin- ja sähkökemiallisiin varastoihin (Khajeh, 2024). Mekaanisessa energianvarastoinnissa sähköenergia muunnetaan potentiaali- tai liike- energiaksi. Mekaanisia varastoja ovat esimerkiksi pumppuvoimalaitokset ja vauhtipyörät 28 (Honkapuro ja muut, 2020). Pumppuvoimalaitoksissa sähköenergian varastointi ja pur- kaus perustuu vesialtaiden korkeuseroon. Vettä pumpataan halvan sähkön aikana al- haalla sijaitsevasta vesialtaasta korkeammalla sijaitsevaan vesialtaaseen ja varastoitu vesi muunnetaan myöhemmin takaisin sähköenergiaksi juoksuttamalla sitä turbiinin lä- vitse (European Energy Research Alliance, 2016). Vauhtipyörä muuntaa sähköenergian pyörivän kappaleen liike-energiaksi kiihdyttämällä sitä sähkömoottorilla ja varastoitu energia voidaan myöhemmin muuntaa takaisin sähköksi generaattorin välityksellä (Kha- jeh, 2024). Honkapuron ja muiden (2020) mukaan termisellä varastoinnilla tarkoitetaan sähköener- gian muuntamista lämpöenergiaksi ja sen varastoimista. Kotitalouksien tasolla termistä varastointia voidaan toteuttaa lämminvesivaraajilla ja varaavilla sähkölämmitysjärjestel- millä. Suuremmassa mittakaavassa termistä varastointia voidaan toteuttaa kaukolämpö-, kylmä- ja maalämpövarastoiden muodossa. Lämmityksen joustopotentiaalia tarkastel- laan myöhemmin kappaleessa 3.4. Kolmas sähköenergian varastoinninmuoto on kemiallinen varastointi eli sähköenergia muutetaan kemialliseksi energiaksi. Lempäälän Lämmön (2021) loppuraportissa maini- taan, miten kemiallisiin varastoihin kuuluvat akkuvarastot ja synteettiset polttoaineet. Synteettisen polttoaineen valmistamista sähköenergiasta kutsutaan P2X-teknologiaksi (engl. Power-to-X, P2X). Raportissa kerrotaan, miten P2X-teknologian avulla voidaan val- mistaa esimerkiksi vetyä vedestä elektrolyysillä, jolloin vety- ja happiatomit erotetaan toisistaan. Kun tässä prosessissa käytetään uusiutuvilla energialähteillä tuotettua sähköä, puhutaan vihreän vedyn valmistuksesta. Prosessissa tuotettu vety voidaan varastoida ja myöhemmin muuntaa takaisin sähköenergiaksi esimerkiksi polttokennolla tai vetykäyt- töisellä polttomoottorivoimalaitoksella, jolloin sähköenergian lisäksi sivutuotteena syn- tyy vettä. Tuotetusta vedystä voidaan myös valmistaa synteettistä metaania lisäämällä siihen hiilidioksidia ja tätä kutsutaan P2G-menetelmäksi (engl. Power-to-gas, P2G). Syn- teettistä metaania voidaan hyödyntää sellaisenaan esimerkiksi syöttämällä sitä maakaa- suverkkoon tai jatkojalostamalla sitä nesteeksi helpompaa varastointia varten. 29 Vetyvarastointi soveltuu pitkäaikaiseen energianvarastointiin. Vaikka vety on raportin mukaan keskeinen tulevaisuuden energiavarasto, tällä hetkellä kaupallisesti merkittä- vämpiä kemiallisia varastoja ovat akkuenergiavarastot. Akkuenergiavarastot (engl. Battery energy storage system, BESS), kuten lyijy-, litiumioni-, virtaus- ja sulasuola-akut, ovat Lempäälän Lämmön (2021) mukaan nousseet keskeiseen rooliin sähköjärjestelmän joustavuuden lisäämisessä. Akut pystyvät varastoimaan sähkö- energiaa kemiallisessa muodossa ja purkamaan sen myöhemmin takaisin sähköksi. Kha- jeh (2024) väitöskirjassaan kertoo, miten akut toimivat tasasähköllä, joten niiden liittä- minen vaihtosähköverkkoon vaatii invertterin. Invertteri muuntaa verkon vaihtosähkön akuille sopivaksi tasasähköksi latauksen aikana ja vastaavasti muuntaa akkujen tasasäh- kön takaisin vaihtosähköksi purkuvaiheessa. Invertterin rooli ei kuitenkaan rajoitu pel- kästään sähkön muuntamiseen. Invertterin ohjauksen avulla akkuvarasto pystyy syöttä- mään ja ottamaan verkosta pätötehon lisäksi myös loistehoa. Nämä ominaisuudet teke- vät akkuenergiavarastoista monipuolisen joustoresurssin, joka sähkön varastoinnin li- säksi mahdollistaa jännitteenhallinnan jakeluverkoissa. Näiden eri varastointimenetelmien tehokäyttöalueita ja purkausaikoja on havainnollis- tettu kuvassa 5. Jakeluverkon toiminnan tukemiseen soveltuva tehoalue on tyypillisesti noin 0,01–10 MW, johon sijoittuu kaikki akkuenergiavarastot. Niiden keskeisiä etuja ovat nopea vasteaika, korkea energiatehokkuus, kapasiteetin laajennusmahdollisuus ja sijoit- telun joustavuus. Näiden ominaisuuksien vuoksi akkuvarastot ovat tehokas ratkaisu ja- keluverkon tehonhallintaan ja toimitusvarmuuden ylläpitoon. 30 Kuva 5. Energiavarastojen tehoalueet ja purkaustehon kesto (Sprake ja muut, 2017). Teknisten ominaisuuksien lisäksi akkuvarastojen taloudellinen kannattavuus on parantu- nut huomattavasti, mikä on kasvattanut niihin tehtyjen investointien määrää koko säh- köjärjestelmän tasolla. Erityisesti litiumioniakkujen hinnat ovat laskeneet voimakkaasti viimeisen vuosikymmenen aikana, kuten kuvasta 6 voidaan huomata. Vuonna 2024 li- tiumioniakun hinta oli 115 dollaria kilowattitunnilta eli noin 98 euroa. Alentuneiden in- vestointikustannusten ja teknisen kyvykkyyden ansiosta akkuvarastoja voidaan hyödyn- tää yhä kustannustehokkaammin jakeluverkon kapasiteetti- ja toimitusvarmuusjous- toina sekä koko sähköjärjestelmän joustona. 31 Kuva 6. Litiumioniakustojen hinnan kehitys vuosilta 2013–2024 (BloombergNEF, 2024). Akkuvarasto voidaan sijoittaa strategisesti verkon pullonkaulaan, kuten jakelumuuntajan tai kaapelilähdön yhteyteen. Alaperä ja muut (2019) kertovat, miten optimaalisella sijoit- telulla saadaan parannettua esimerkiksi yksittäisen haaran toimitusvarmuutta ja siirto- kapasiteettia ilman, että jakeluverkon rakennetta tarvitsee merkittävästi muuttaa. Akku- varastolla voidaan myös hallita kyseisen haaran kulutushuippuja ja näin tasapainottaa verkon kuormitusta. Ongelmatilanteessa voidaan kyseinen haara myös tiputtaa pois ver- kosta, jolloin se toimii väliaikaisesti saarekkeena ja turvaa sähkön saatavuuden asiak- kaille viankorjauksen aikana. Jakeluverkoille akkuenergiavarastojen taloudellinen arvo muodostuu sähkökatkojen määrän ja keston vähentymisen kautta saaduista säästöistä sekä akkuvaraston liittämisestä verkkoon saatavista liittymismaksuista. Akkuvaraston op- timaalisella sijoittelulla voidaan onnistua kokonaan korvaamaan verkon vahvistusinves- tointien tarve, mikä toimii kolmantena taloudellisena kannustimena. Koska jakeluver- konhaltijat eivät lainsäädännön puitteissa saa itse omistaa energiavarastoja, niiden hyö- dyntäminen edellyttää ulkopuolista palveluntarjoajaa, jolta jakeluverkkoyhtiö ostaa käyt- töoikeutta akkuvarastoon. Esimerkkinä tämän tyyppisestä toteutusmallista on Elenian ja Fortumin akkuhanke, jossa akkuvarasto on sijoitettu Elenian omistamaan keskijännite- verkkoon. Fortum ensisijaisesti tarjoaa akkua reservimarkkinoille, mutta vian sattuessa KJ-verkossa, hyödynnetään akkua kyseisen KJ-verkon haaran asiakkaiden sähkön saata- vuuden varmistamiseen (Alaperä ja muut, 2019). 32 Edellä kuvattua Elenian ja Fortumin yhteistyömallin kaltaista akkuvarastoa, joka on lii- tetty suoraan jakeluverkkoon, kutsutaan FTM-akkuvarastoksi (engl. Front of the Meter, FMT). FTM-akkuvarastot ovat tyypillisesti kapasiteetiltaan suuria ja keskitettyjä järjestel- miä, joita käytetään verkon toimitusvarmuuden ja siirtokapasiteetin parantamiseen (NREL, 2021). FTM-varastojen lisäksi on olemassa pienempiä hajautettuja BTM-akkuva- rastoja (engl. Behind the meter, BTM), jotka ovat sijoitettu asiakkaan kiinteistön sähkö- mittarin taakse. Kuva 7 havainnollistaa näiden kahden varastomallin eroa. Kuva 7. FTM- ja BTM-akkuvarastojen käytännön ero (NREL, 2021). BTM-varastot ovat yleensä kytketty osaksi kiinteistön pientuotantoa, mikä parantaa asi- akkaiden sähkön omavaraisuutta (NREL, 2021). Kiinteistön akkuvarastoa ladataan aurin- kovoimalan ylituotannon aikana ja puretaan kalliiden sähkön hintojen aikana. Varastosta purettua sähköenergiaa voidaan käyttää esimerkiksi asiakkaan sähköauton lataamiseen, kiinteistön lämmitykseen tai varavoimana sähkökatkon aikana. Omavaraisuuden kasvun myötä tarve jakeluverkosta siirretylle sähkölle pienenee ja samalla vähenee tarve syöttää ylituotantoa jakeluverkkoon (NREL, 2021). Yleensä BTM-varastot ovat yksittäisinä koh- teina teholtaan liian pieniä, jotta jakeluverkot voisivat hyödyntää niitä sellaisinaan 33 tehokapasiteetin hallinnassa. Aggregaattorin toimesta näitä BTM-varastoja sekä muita kuormia voidaan yhdistää muodostaen virtuaalivoimalan (engl. Virtual power plant, VPP), jonka joustopotentiaalia voidaan tarjota jakeluverkoille joustopalveluiden muo- dossa (NREL, 2021). 3.3 Sähköautot Taulukossa 2 on esitetty Suomen rekisterissä olevat ajoneuvot eri vuosien lopussa. Täys- sähköautojen ja ladattavien hybridien määrät ovat kasvaneet huomattavasti vuodesta 2020 vuoteen 2024. Täyssähköautojen määrä on kasvanut yli kymmenkertaiseksi ja la- dattavien hybridien määrä on melkein nelinkertaistunut tällä aikavälillä. Mäkinen (2022) mainitsee diplomityössään, miten Suomen valtioneuvosto asetti sähköautojen uudeksi tavoitemääräksi 700 000 kappaletta vuoteen 2030 mennessä aikaisemman 250 000 kap- palemäärän tilalle. Yhteensä sähköautoja oli vuonna 2024 noin 294 000 kappaletta, joten sähköautokannan tulisi kasvaa yli kaksinkertaisesti muutaman vuoden sisällä, jotta ta- voite saavutettaisiin. 34 Taulukko 2. Suomen rekisterissä olevat ajoneuvot (Tilastokeskus, 2025a). Sähköautot ja niiden lataustapahtumat lisäävät jakeluverkkojen kokonaiskuormitusta. Hallitsematon kuorman kasvu voi johtaa pullonkaulatilanteisiin, jotka lisäävät kriittisten komponenttien ylikuormittumisen riskiä ja voi paikallisesti heikentää verkon jännitteen laatua. Mäkisen (2022) diplomityössä tarkasteltiin sähköajoneuvojen latauksen vaikutuk- sia Seiverkot Oy:n PJ-verkkoon. Diplomityön keskeinen havainto oli, että kaikissa tarkas- telluissa muuntopiireissä jakelumuuntajan kuormitettavuus muodostui yhteiseksi rajoit- tavaksi tekijäksi. Tämä korostui erityisesti 315 kVA:n ja tätä pienemmissä muuntajissa. Vaikka pienemmillä 3,0 kW ja 3,7 kW lataustehoilla samanaikainen lataus oli laajalti mah- dollista, suuremmilla 7,55 kW ja 11 kW tehoilla samanaikaisesti ladattavien autojen määrä oli huomattavasti pienempi valituissa muuntopiireissä. Verkon kuormitettavuu- teen vaikutti lataustehon lisäksi myös verkon ikä, alueen asumistyyppi sekä kiinteistöjen lämmitysmuoto. 35 Sähköautojen joustopotentiaalia on ensisijaisesti hyödynnetty älylatauksen avulla, jol- loin lataustapahtumaa optimoidaan automaattisesti perustuen esimerkiksi pörssisähkön hintaan (Haakana ja muut, 2021). Käytännössä tämä tarkoittaa, että lataus siirretään il- tapäivän kalliilta huipputunneilta yöaikaan, jolloin verkon kokonaiskuormitus on pie- nempi ja sähkö edullisempaa. Haakana ja muut (2021) tuovat esille tutkimusraportissaan, miten älylataus itsessään luo riskin synkronoitujen kuormituspiikkien syntymiselle, mutta riskin haittavaikutuksia pienentää yöajan vähäinen verkon kuormitus. Älylatauksesta saatavat hyödyt ovat suuremmat verrattuna täysin ohjaamattomaan la- taukseen. Ohjaamattomassa latauksessa auto kytketään lataukseen heti kotiin saavutta- essa, mikä pahentaa jo olemassa olevaa alkuillan kulutushuippua, joka on verkon kan- nalta kaikkein haitallisin tilanne (Nordic Energy Research, 2017). Kuvat 8 ja 9 havainnol- listavat älykkään ja ohjaamattoman latauksen vaikutuksia rivitalon latauspisteiden huip- putehoihin -20 °C ulkolämpötilassa (Tikka ja muut, 2021). Kuvassa 8 näkee, miten ohjaa- mattomassa latauksessa sähköautojen lataus aiheuttaa selkeän tehohuipun, kun kuvassa 9 älylataus optimoi lataustapahtumia, jonka takia kuormitus on tasaisempaa. Kun tilan- netta skaalataan koko jakeluverkon alueelle, ohjaamattomasta latauksesta muodostavat tehohuiput voivat johtaa ylikuormitustilanteisiin ja täten verkon vahvistusinvestointien toteuttamiseen. Verkon kuormituksen hallitsemiseksi ja investointien välttämiseksi on- kin keskeistä kannustaa asiakkaita hyödyntämään älykkäitä latausratkaisuja ja aktiivista kuormanohjausta. 36 Kuva 8. Ohjaamattoman latauksen muodostama tehohuippu (Tikka ja muut, 2021). Kuva 9. Älylatauksen muodostama tehohuippu (Tikka ja muut, 2021). Kaksisuuntainen lataus (engl. Vehicle-to-Grid, V2G) on älykästä latausta edistyneempi sähköauton jouston muoto. V2G-teknologia mahdollistaa sähköautojen älykkään lataa- misen lisäksi myös niiden akkuihin varastoituneen energian syöttämisen takaisin sähkö- verkkoon (Mojumder ja muut, 2022). Tällöin sähköautot toimivat hajautettuina energia- varastoina, joita voidaan hyödyntää samalla tavalla jakeluverkkojen kapasiteetti- ja toi- mitusvarmuusjoustoina, kuin kiinteistöjen BTM-akkuvarastoja. V2G-teknologian avulla jakeluverkot voivat tasapainottaa verkon kuormitusta ja estää pullonkaulojen 37 muodostumista verkkoon. Sähköautoja voidaan myös hyödyntää pätö- ja loistehon hal- linnassa ohjaamalla invertterin toimintaa, jolloin niitä voidaan käyttää useissa verkon tu- kipalveluissa (Mojumder ja muut, 2022). Sähköautoja voidaan myös käyttää kiinteistön varavoiman lähteenä (engl. Vehicle-to-Home, V2H) esimerkiksi sähkökatkon aikana (Honkapuro ja muut, 2020). Vaikka V2G-teknologian tarjoama joustopotentiaali on suuri sen laajamittaista käyttöön- ottoa hidastavat tietyt tekniset ja taloudelliset haasteet. Yksi keskeinen hidaste on V2G:tä tukevien standardien hidas käyttöönotto. Esimerkiksi ISO 15118, joka määrittelee edellytykset V2G toiminnallisuudelle ei ole vielä laajamittaisesti käytössä (Go-E, 2025). Standardien hidas implementointi on yksi syy siihen, miksi V2G yhteensopivia latauspis- teitä ja sähköautoja on markkinoilla vielä vähän (Go-E, 2025). Kuluttajien näkökulmasta V2G-teknologian käyttöönottoa hidastavat taloudelliset haasteet. Keskeinen huolenaihe on, miten akun jatkuva lataaminen ja purkaminen palveluntarjoajan toimesta vaikuttavat sen käyttöikään ja kattaako toiminnasta saatu taloudellinen hyöty nopeutuneesta kulu- misesta aiheutuvia kustannuksia (Nordic Energy Research, 2017). Näiden tekijöiden vuoksi joustopalveluihin liittyviä liiketoimintamalleja V2G:n osalta ei ole markkinoille vielä vakiintunut, mutta pilotointeja on toteutettu. Näiden haasteiden ratkaiseminen vaatii selkeämpää lainsäädäntöä sekä liiketoimintamalleja, jotka palvelevat kaikkia osa- puolia V2G-teknologian käyttöönotossa. 3.4 Lämmitys Suomessa lämmitys on yksi suurimmista verkon kuormitettavuuteen vaikuttavista teki- jöistä. Kovilla pakkasilla lämmityksen tarve on suurimmillaan, mikä johtaa sähkön kulu- tushuippujen muodostumiseen jakeluverkoissa (Järventausta ja muut, 2015). Lämpiminä vuodenaikoina vastaavaa lämmitystarvetta ei ole, jolloin sähkön kokonaiskulutus ja ver- kon kuormitettavuus ovat pienemmät. Kuva 10 havainnollistaa, miten kaukolämmön tarve ajoittuu samoihin ajankohtiin kuin sähkön kulutuksen huipputehot. Vaikka kuvassa esitetään kaukolämmön riippuvuutta sähkön kulutukseen, sama ilmiö koskee muitakin lämmityksen muotoja. Vuonna 2024 suurin sähkön kulutushuippu ajoittui tammikuulle 38 ja oli suuruudeltaan noin 15 000 MW, kun vastaavasti kesällä huipputehot olivat suurim- millaan 9 000 MW ja pienimmillään vain 6 000 MW. Jakeluverkkoyhtiöille lämmityksen kausiriippuvaisuus tekee haasteelliseksi verkon optimaalisen mitoittamisen ja tehonhal- linnan (Haapaniemi ja muut, 2021). Verkko täytyy rakentaa kestämään talviajan huippu- tehot, jotta toimitusvarmuus ja laadulliset vaatimukset saadaan täytettyä. Ongelmallista tässä on, että kesällä verkon siirtokapasiteetti jää suurimmaksi osaksi hyödyntämättä. Verkon suunnittelun ja rakentamisen kannalta liiallinen ylimitoitus verkon siirtokapasi- teetille ei ole tehokasta eikä taloudellisesti kannattavaa (Haapaniemi ja muut, 2021). Kuva 10. Kaukolämmön ja sähkön kulutuksen huippukuormitukset vuonna 2024 (Energiateolli- suus, 2025). Asumisen energiankulutuksesta suurin osa käytetään kiinteistön lämmitykseen, kuten kuvasta 11 nähdään. Tilastokeskuksen (2024) tietojen mukaan Suomessa vuoden 2023 asumisen kokonaisenergian kulutus oli yhteensä 63 TWh. Kokonaisenergian kulutuksesta 42 TWh käytettiin asuintilojen lämmitykseen, 10 TWh käyttöveden lämmitykseen, 8 TWh kotitalouslaitteisiin ja 3 TWh saunojen lämmitykseen. Koko asumisen energiankulutuk- sesta 35 % (22 TWh) katettiin sähköllä, mukaan lukien lämpöpumppujen kuluttama säh- köenergia. Erityisesti kiinteistöjen sähköpohjaiset lämmitysjärjestelmät tarjoavat suuren kysyntäjoustopotentiaalin, jota jakeluverkot voivat hyödyntää kapasiteettijoustona. Vuonna 2015 Järventausta ja muut (2015) arvioivat pelkästään perinteisten sähköläm- mitysten ja lämminvesivaraajien ohjattavaksi joustotehoksi yhteensä noin 3 000 MW. 39 Näiden perinteisten sähköjärjestelmien lisäksi lämpöpumppujen määrä on kasvanut vii- meisen kymmenen vuoden aikana ja lisännyt tarvetta jakeluverkon joustoille entisestään. Kuva 11. Vuosittainen asumisen energiankulutus käyttökohteittain (Tilastokeskus, 2024). Kuvassa 12 on esitetty lämpöpumppujen kappalemäärän kehitys Suomessa vuosittain. Sinisellä merkitty osuus kuvaa ilmalämpöpumppujen määrää ja se muodostaa selvästi suurimman osan lämpöpumppujen kokonaismäärästä. Vuonna 2024 asennettiin yh- teensä 84 732 kappaletta uusia ilmalämpöpumppuja, joista noin 93 % olivat 0–6 kilowat- tisia pumppuja (Sulpu, 2024). Järventausta ja muut (2015) arvioivat, että Suomessa oli vuonna 2015 noin 500 000 ilmalämpöpumppua, joiden yhteenlaskettu asennusteho oli 400 MW. Lisäksi niiden lisälämmitysvastusten tehoksi arvioitiin myös toiset 400 MW. Ku- van perusteella vuonna 2024 ilmalämpöpumppujen määrä on kasvanut noin 1,2 miljoo- naan kappaleeseen ja voidaan arvioida, että niiden nykyinen tehokapasiteetti voi olla kaksinkertainen vuonna 2015 tehtyyn arvioon. 40 Kuva 12. Lämpöpumppujen kappalemäärän kehitys vuosittain Suomessa (Sulpu, 2024). Kiinteistöjen ohella myös kaukolämmön tuotanto sähköistyy sähkökattiloiden muodossa. Energiateollisuuden (2025) mukaan sähkökattiloiden energiantuotanto oli vuonna 2024 noin 1 540 GWh, mikä oli lähes kaksinkertainen edellisvuoden määrään verrattuna. Kasvu on ollut hyvinkin nopeaa, sillä vuonna 2021 sähkökattiloilla tuotettiin vain 16 GWh energiaa. Jakeluverkoille sähkökattilat toimivat yhtenä jouston lähteenä. Lempäälän Lämpö (2021) mainitsee, miten sähkökattilat mahdollistavat uusiutuvan energiantuotan- non tehokkaamman integroimisen verkon alueelle, kun niillä voidaan tuottaa lämpö- energiaa ylituotannon aikana, mikä pienentää tarvetta siirtää ylijäämäsähköä jakeluverk- koon. Tämän lisäksi sähkökattilaan voidaan kytkeä myös kaukolämpöakku, mikä lämmön tuotannon lisäksi mahdollistaa sen varastoinnin, parantaen järjestelmän joustavuutta entisestään. Lämmityksestä saatavan jouston suurin etu jakeluverkoille on sen kyky auttaa talvikau- sien tehohuippujen hallinnassa. Kylmien pakkaspäivien kulutushuippujen aikana sähkö- lämmityksiä voidaan hetkellisesti kytkeä pois päältä, säätää niiden lämmitystehoa tai siir- tää käyttöä toiseen ajankohtaan. Lämmityksen tehohuipun leikkauksella varmistetaan, 41 että jakeluverkkoon ei muodostu pullonkaulatilanteita ja tarve verkon ylimitoittamiselle pienenee (Repo ja muut, 2023). Nämä toimet ennaltaehkäisevät verkon komponenttien ylikuormittumista ja pienentävät paikallisten sähkökatkojen riskiä, kun verkon lämmitys- kuormia voidaan aktiivisesti hallita. Haasteena jouston saamisessa on kuluttajien haluk- kuus tarjota sitä, sillä aktivoitu jousto vaikuttaa heidän asumismukavuuteensa (Repo ja muut, 2023). Kesäisin lämmityksen sijaan voidaan joustoa saada kiinteistön viilennyslaitteista. Ilma- lämpöpumppujen ja ilmastointilaitteiden käyttöä voidaan ohjata vastaavalla tavalla kuin lämmitystäkin. Viilennyksestä saatavan jouston määrä on kuitenkin huomattavasti pie- nempi verrattuna talven lämmityskuormiin (Nordic Energy Research, 2017). Energiateol- lisuuden (2025) arvion mukaan viilennyksen kokonaisenergian kulutus Suomessa vuonna 2024 oli noin 402 GWh, josta lämpöpumpuilla tuotettiin 67 %. Vaikka viilennyksen jous- topotentiaali ei ole yhtä suuri kuin lämmityksen, täytyy huomioida myös kesän alhai- sempi sähkön kulutus ja verkon kuormitettavuus. Tämän vuoksi pienemmälläkin jouston määrällä voi olla suuri merkitys jakeluverkkojen paikallisten pullonkaulojen hallinnassa kesäaikoina. Lämmitys- ja viilennyslaitteiden ohjausta on myös kehitetty viime vuosina. Aikaisemmin jakeluverkkoyhtiöt ovat toteuttaneet lämmityksen ohjausta pääasiassa yöaikaohjauk- sella, jossa esimerkiksi lämminvesivaraajien käyttöä on ajoitettu yöaikoihin, jolloin ver- kon kuormitus ja hinta ovat alhaisemmat. Yöaikaohjaus ei kuitenkaan enää riitä nykyisten tehotarpeiden hallintaan, kun uusiutuvan energiantuotannon vaihtelut ja sähköautojen lataukset aiheuttavat tehopiikkejä pitkin päivää (Työ- ja elinkeinoministeriö, 2018). Tä- män vuoksi on siirrytty jakeluverkkoyhtiöiden toteuttamasta kuormanohjauksesta mark- kinaehtoiseen ja kilpailtuun palveluntarjoajien toteuttamaan kuormanohjaukseen. Tä- hän liittyen on olemassa eri palveluntarjoajien toteuttamia älyohjauspalveluita, jotka op- timoivat lämmitys- ja viilennysjärjestelmien käyttöä pitkin päivää ja pienentävät näin ku- luttajien sähkölaskujen suuruutta sekä parantavat verkon joustavuutta. Kuvassa 13 on esimerkkinä Väreen (2025) toteuttama älylämmitys, joka huomioi pörssisähkön hinnan 42 lisäksi kodin lämmönvarauskyvyn, sään vaikutuksen sisälämpötilaan sekä kuluttajien asumistottumukset hyödyntäen tekoälyä. Kuva 13. Lämmityksen älyohjaus (Väre, 2025). 3.5 Energiayhteisöt ja mikroverkot Valtioneuvoston asetus sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta (2021/767) määrittelee paikallisen energiayhteisön oikeushenkilönä, jonka jäseniä voivat olla luon- nolliset henkilöt, kunnat tai pienet ja keskisuuret yritykset. Yhteisön tavoitteena on tuot- taa jäsenilleen ympäristöllisiä, taloudellisia ja sosiaalisia hyötyjä tarjoamalla monipuoli- sia energiapalveluja, kuten sähkön tuotantoa, varastointia, kulutuksen ohjausta, aggre- gointia ja sähköajoneuvojen latauspalveluita. Paikallisten energiayhteisöjen toiminnan edellytyksenä on, että yhteisön jäsenten sähkönkäyttöpaikat, tuotantolaitteistot ja ener- giavarastot sijaitsevat samalla kiinteistöllä tai kiinteistöryhmällä ja ne ovat kytketty jake- luverkkoon yhden yhteisen liittymän kautta. Yhteisön tulee myös rekisteröityä jakelu- verkkoyhtiölle ja ilmoitettava kaikki yhteisöön kuuluvat jäsenet. Näiden lisäksi yhteisön jakeluverkonhaltijalle on ilmoitettava periaatteet, joiden mukaan tuotetun energian hyö- dyt jaetaan jäsenten kesken hyvityslaskennassa. 43 Energiayhteisöt madaltavat kynnystä investoida energiaresursseihin, jotka olisivat yksit- täisille toimijoille liian kalliita tai teknisesti mahdottomia (Koskela ja muut, 2023). Kuva 14 havainnollistaa, miten kerrostalon muodostama kiinteistön sisäinen energiayhteisö eroaa normaalista kerrostalosta. Tavallisessa kerrostalossa jokainen huoneisto on oma erillinen sähkökäyttöpaikkansa ja kiinteistön energiaresursseja käytetään ainoastaan ker- rostalon yleistilojen sähkön kulutukseen. Energiayhteisössä kaikki resurssit ovat yhtei- sessä käytössä ja ne ovat käyttöpaikkojen lisäksi kytketty jakeluverkkoon yhden liittymän kautta. Tällöin energiayhteisöllä on vain yksi yhteinen siirtosopimus jakeluverkon kanssa (Koskela ja muut, 2023). Koska energiayhteisön pientuotannolla tuotettu sähkö kulute- taan yhteisön sisäisessä verkossa, siitä ei peritä sähköveroa eikä siirtomaksua (Työ- ja elinkeinoministeriö, 2018). Kuva 14. Tavallinen kerrostalo verrattuna energiayhteisö kerrostaloon (Koskela, 2024). Työ- ja elinkeinoministeriön (2018) loppuraportissa mainitaan myös kiinteistörajojen ylit- tävät energiayhteisöt sekä hajautetut energiayhteisöt. Hajautetut energiayhteisöt koos- tuvat maantieteellisesti erillään sijaitsevista jäsenistä, jotka käyttävät jakeluverkkoa yh- teisten energiaresurssien sähkön tuotannon siirrossa. Kiinteistörajojen ylittävät energia- yhteisöt mahdollistavat esimerkiksi naapurikiinteistöjen yhteisen investoinnin pientuo- tantoon. Tällöin tuotanto voidaan sijoittaa kiinteistörajojen ulkopuolelle ja yhdistää ku- lutuskohteisiin liittymisjohdolla. Sähköverkon rakentaminen kiinteistörajojen yli on 44 luvanvaraista toimintaa, jota vain jakeluverkkoyhtiöt saavat toteuttaa Energiaviraston myöntämällä sähköverkkoluvalla (Sähkömarkkinalaki 588/2013). Sähkömarkkinalain (588/2013) 13 §:n 2 a kohta kuitenkin sallii pienimuotoisen tuotannon liittämisen kiin- teistön tai kiinteistöryhmän verkkoon, mikä periaatteessa mahdollistaa näiden yhteisö- jen toiminnan. Näissä yhteisöissä liittymisjohdot eivät saa suoraan yhdistää sähkönkäyt- töpaikkoja toisiinsa eivätkä ne saa muodostaa rengasverkkoa jakeluverkon rinnalle (Työ- ja elinkeinoministeriö, 2018). Mikäli energiayhteisön toiminta laajenee entisestään, se voi edellyttää suljetun jakeluverkon lupaa (Sähkömarkkinalaki 588/2013). Juuri kyseinen sääntelyhaaste tuli vastaan vuonna 2019 valmistuneelle LEMENE-energiayhteisölle, jonka laajamittainen toiminta edellytti suljetun jakeluverkon lupaa, jota Energiavirasto ei hankkeelle myöntänyt vuonna 2021 (Energiavirasto, 2021). Jakeluverkoille energiayhteisöistä saatavat joustot muodostuvat niiden kahdesta ydinky- vykkyydestä eli hajautettujen energiaresurssien aggregoinnista sekä mikroverkko toi- minnallisuudesta. Ensisijaisesti energiayhteisön resursseja käytetään jäsenten sähkön omavaraisuuden kasvattamiseen, mikä näkyy jakeluverkossa kokonaiskuormitusta pie- nentävänä tekijänä. Omavaraisuuden kasvun lisäksi yhteisö voi aggregoida energiare- surssit yhdeksi suureksi virtuaalivoimalaksi, jonka säätökykyä voidaan tarjota paikalli- selle jakeluverkkoyhtiölle kapasiteettijoustona. Virtuaalivoimala voi myös osallistua re- servimarkkinoille koko sähköjärjestelmän tehotasapainon hallintaan, mikäli tekniset reu- naehdot täyttyvät. Kapasiteettijoustojen lisäksi energiayhteisön mikroverkkoa voidaan hyödyntää jakeluver- kon toimitusvarmuusjoustona. Energiayhteisöt ovat normaalisti kytkettynä jakeluverk- koon, mutta häiriön tai joustotarpeen aikana voidaan yhteisö irrottaa verkosta omaksi saarekkeeksi (Repo ja muut, 2023). Mikroverkko parantaa paikallisen jakeluverkon toi- mitusvarmuutta, koska se pienentää asiakkaiden kokemia haittoja vikatilanteiden aikana. Toiminnallisuus edellyttää sähkövarastoa, joka pystyy luomaan tarvittavan jännitteen ja taajuuden mikroverkolle (Lempäälän Lämpö, 2021). Kuva 15 havainnollistaa, kuinka kes- kijänniteverkko ja sen haarat voivat muodostaa itsenäisiä saarekkeita. Esimerkiksi 45 suurjänniteverkon vian sattuessa koko KJ-verkko voidaan siirtää saarekkeeseen, mikä turvaa sähkönjakelun asiakkaille ja pienentää suurjänniteverkon kuormitusta. Vian sat- tuessakin esimerkiksi teollisuusalueelle johtavaan haaraan, voidaan koko teollisuusalu- een haara irrottaa omaksi saarekkeekseen viankorjauksen ajaksi, jolloin alueen asiakkaat välttyvät sähkökatkolta. Useiden tällaisten mikroverkkojen muodostaminen siis tehostaa paikallisen jakeluverkon hallintaa ja turvaa sähkönjakelun mahdollisimman monelle asi- akkaalle vikatilanteissa. Mikroverkot toimivat vaihtoehtona tai lisänä tavallisille verkkoin- vestoinneille ja niitä voidaan hyödyntää toimitusvarmuuden turvaamisessa verkon kriit- tisillä tai heikoilla osuuksilla (Repo ja muut, 2023). Kuva 15. Verkon erilaisia saareke mahdollisuuksia (Repo ja muut, 2023). 3.6 Sähkön hinnoittelu Implisiittinen jousto määriteltiin kuluttajien reagointina hintasignaaleihin, kuten esimer- kiksi pörssisähkön hintaan tai muuhun sähkön hinnoitteluun perustuvaan menetelmään. Haakana ja muut (2024) raportissaan tutkivat pörssisähkön hinnan vaikutusta asiakkai- den sähkön kulutukseen. Asiakkaiden kulutuskäyttäytyminen korostui työssä etenkin vuoden 2024 tammikuun ”Blue Friday” ja vuoden 2023 marraskuun ”Black Friday” ske- naariossa. Tammikuun kylmien pakkasten aikoihin sähkön kulutushuippu nousi 15 000 MW:iin. Korkea kulutus näkyi pörssisähkön hinnan nousuna, joka oli korkeimmillaan 2 46 000 €/MWh. Korkeiden hintojen vuoksi kuluttajat siirsivät vapaaehtoisesti sähkön käytön kalliilta tunneilta halvoille tunneille. Kuluttajien reagointi hintasignaaliin leikkasi kyseisen vuorokauden kulutushuippua noin 1 000 MW:lla, kun sitä verrattiin kahden aikaisemman vuorokauden kulutushuippuihin. Päinvastaisena tilanteena oli vuoden 2023 marras- kuussa tapahtunut pörssisähkön hinnoittelussa virhe, jolloin sähkön hinta oli muutamien tuntien ajan lattiahinnassa eli -500 €/MWh. Alhaisen sähkön hinnan vaikutus näkyi Suo- messa 1 000 MW:n kulutuksen lisäyksenä. Kyseiset tilanteet havainnollistivat, että kulut- tajat kykenevät joustamaan kulutuksestaan molempiin suuntiin, kun taloudellinen kan- nustin on riittävän suuri ja jousto helposti toteutettavissa. Jouston onnistumiseen näissä tilanteissa vaikutti myös laaja uutisointi ja tiedon levittäminen kuluttajille. Koska kuluttajat reagoivat suoriin taloudellisiin kannusteisiin, jakeluverkkoyhtiöt pysty- vät ohjaamaan heidän kulutustaan siirtotariffien rakenteiden avulla. Tämän vuoksi on kehitetty erilaisia tariffimalleja perinteisen energia- (snt/kWh) ja perusmaksuun (€/kk) pohjautuvaan siirtohinnoittelun lisäksi. Aikaperusteisessa tariffissa siirretyllä sähköener- gialla on eri hinta riippuen vuorokauden- tai vuodenajasta esimerkiksi päivällä kalliimpi ja yöllä halvempi (Haapaniemi ja muut, 2021). Tariffin tavoitteena on kannustaa asiak- kaita siirtämään kulutustaan yöajan edullisille tunneille ja siten pienentää verkon päivän- aikaisia kuormitushuippuja. Vielä tehokkaampi tariffirakenne kulutushuippujen leikkauk- seen on tehoperusteinen tariffi. Siinä asiakkaiden siirtohintaan lisätään tehokompo- nentti (€/kW), jonka suuruus määräytyy esimerkiksi kuukauden suurimman kulutetun tuntitehon tai kolmen suurimman tuntitehon keskiarvon perusteella (Haapaniemi ja muut, 2021). Tehoperusteinen tariffi antaa asiakkaille suoran kannustimen pienentää omia tehohuippujaan ja hajauttaa sähkön kulutustaan tasaisesti vuorokauden eri tun- neille. Helen Sähköverkon alueella Raassinan ja muiden (2023) tehdyssä tutkimuksessa tarkas- teltiin näiden eri tariffimallien vaikutusta sähköautojen latauskäyttäytymiseen. Tutki- musten tulosten mukaan (Kuva 16) nykyinen perus- ja energiamaksuun perustuva siirto- hinnoittelu ei kannusta asiakkaita latauksen ajoittamiseen tai ohjaukseen. Sen sijaan 47 tariffimalli, johon lisättiin kuukauden suurimpaan tuntitehoon perustuva tehokompo- nentti, kasvatti asiakkaiden halukkuutta hallita lataustaan. Kaikkein tehokkaimmaksi kan- nustimeksi osoittautui malli, jossa tehokomponentti oli voimassa vain arkipäivisin, mikä ohjasi siirtämään latausta viikonlopulle. Tutkimuksessa ehdotettiin myös tariffimallia, jo- hon sisältyisi ilmainen tehokäyttöalue (5 kW tai 8 kW), jolloin vain rajan ylittävästä te- hosta perittäisiin tehomaksu. Eri malleista huolimatta asiakaskysely osoitti, että aikasäh- kötariffit saivat eniten kannatusta. Kyselyn mukaan asiakkaat kokivat tehokomponentin vaikeasti ymmärrettäväksi eivätkä olleet varmoja, miten sen avulla voitaisiin pienentää siirtolaskua. Kuva 16. Asiakkaiden halukkuus ajoittaa lataustapahtumat riippuen siirtosopimuksesta (Raas- sina ja muut, 2023). 48 Tehokomponenttiin perustuvien siirtosopimusten käyttöönottoa ja asiakasymmärrystä voitaisiin parantaa tarjoamalle asiakkaille digitaalisia työkaluja, joiden avulla he voivat seurata liittymänsä tehon käyttöä. Ollilan ja Raassinan (2024) julkaisussa on esitetty He- len Sähköverkon kehittämä verkkopalvelu kuvassa 17, joka hyödyntää AMR-mittareiden dataa auttaakseen asiakkaita suunnittelemaan sähköliittymänsä kapasiteetin käyttöä. Palvelussa asiakas näkee graafisesti liittymänsä käytetyn ja vapaana olevan kapasiteetin määrän ja voi simuloida esimerkiksi uusien sähkölaitteiden vaikutusta kapasiteettiin. Pal- velun avulla voi myös simuloida eri tehoisten latauspisteiden dynaamisen kuormanoh- jauksen ja aikaohjauksen vaikutusta. Kuvassa sinisellä merkattu graafi esittää, miten vii- den 11 kW:n latauspisteet vaikuttavat liittymän nykyiseen kapasiteettiin. Tällainen pal- velu on erityisen hyödyllinen kuluttajille, joilla on tehoperusteisia siirtosopimuksia, sillä sen avulla kuluttajat voivat paremmin suunnitella sähkön käyttöään, ettei liiallista teho- maksua muodostuisi. Kuva 17. Digitaalinen palvelu liittymän kapasiteetin seuraamiseen (Ollila & Raassina, 2024). Sähkönsiirron hinnoitteluun on tehty lainsäädännöllinen uudistus, jonka tavoitteena on harmonisoida jakeluverkkoyhtiöiden hinnoitteluperiaatteita (Energiavirasto, 2025d). Verkkoyhtiöt ovat toteuttaneet itsenäisesti hinnoittelua, mikä on vaikeuttanut 49 verkkoyhtiöiden tariffirakenteiden vertailua. Lainsäädäntöön pohjautuen Energiavirasto valmistelee uutta määräystä, jolla pyritään yhtenäistämään verkkoyhtiöiden hinnoittelu- periaatteita ja edistämään tehoperusteisten tariffien laajempaa käyttöönottoa (Energia- virasto, 2025d). Energiavirasto (2025c) julkaisi hinnoitteluun liittyen lokakuussa 2025 en- simmäisen luonnoksensa, mutta se on vasta lausuntokierroksella ja täten määräys ei vielä ole voimassa. Määräyksessä kerrotaan kuitenkin, että enintään 3 x 63 A pääsulak- keellisissa liittymissä tehokomponenttiin sisältyy 5 kW:n maksuton tehoalue, jonka ylit- tävästä osuudesta peritään tehomaksu. Tehomaksu määräytyy jatkossa kuukauden suu- rimman mitatun varttitehon perusteella. Sähkön hinnoittelu on tehokas keino kannustaa kuluttajia osallistumaan kysyntäjoustoon, mutta sen hyödyntämistä vaikeuttaa sähkön myynti- ja siirtosopimusten välinen ristiriita (Pantsu, 2025). Pörssisähkösopimukset ja palveluntarjoajien optimisointipalvelut ohjaa- vat asiakkaita keskittämään kulutuksensa pörssisähkön edullisille tunneille, mutta jake- luverkoille syntyy näistä paikallisia tehohuippuja, joita pyritään ennaltaehkäisemään te- hotariffien avulla. Kuluttaja toimii siis implisiittisen jouston periaatteiden mukaisesti oi- kein reagoidessaan pörssisähkön hintasignaaliin, mutta samalla tehotariffi antaa vastak- kaisen signaalin. Ristiriidan vuoksi kuluttajan saama taloudellinen kannustin jää vä- häiseksi, mikä aiheuttaa epäselvyyttä siitä, että kumpaan hintasignaaliin tulisi reagoida (Pantsu, 2025). Pahimmassa tapauksessa tämä voi johtaa siihen, että kuluttaja luopuu kysyntäjoustosta, kun saadut taloudelliset hyödyt jäävät epävarmoiksi tai olemattomiksi. 50 4 Katsaus suomalaisiin ja kansainvälisiin joustohankkeisiin Tässä kappaleessa käydään läpi muutamia suomalaisia ja kansainvälisiä joustohankkeita. Tarkoituksena on antaa konkreettisia esimerkkejä siitä, miten joustopalveluita ja jousto- markkinoita on käytännössä kehitetty ja pilotoitu. 4.1 OneNet One Network for Europe (OneNet, 2024) oli Euroopan laajuinen tutkimushanke, jonka tavoitteena oli luoda tekniset ja markkinapohjaiset edellytykset yhtenäiselle Euroopan kattavalle joustomarkkinalle. Hankkeessa määriteltiin yhteinen markkinamalli, kehitet- tiin sille yhtenäinen IT-arkkitehtuuri rajapintoineen ja niiden toimivuutta testattiin maa- kohtaisissa demonstraatioissa. Käytännössä demonstraatiot toteutettiin simuloimalla realistisia pullonkaulatilanteita hyödyntäen todellisia verkkorakenteita. Demoissa testat- tiin todellisten joustoresurssien kyvykkyyden lisäksi joustokaupan prosessin kulkua alusta loppuun. Laajamittaisia demonstraatioita toteutettiin neljällä eri maantieteelli- sellä alueella eli klustereissa ja Suomi kuului pohjoiseen klusteriin. OneNet (2024) hankkeen pohjoisessa klusterissa näitä periaatteita sovellettiin kehittä- mällä ja testaamalla alueellista joustomarkkinaa Suomen, Viron, Latvian ja Liettuan kanta- ja jakeluverkkoyhtiöiden välisenä yhteistyönä. Hankkeessa kehitettiin kaksi uutta työkalua joustomarkkinoiden kehitystä varten, jotka olivat joustorekisteri sekä kanta- ja jakeluverkkoyhtiöiden koordinaatioalusta. Joustorekisteri toimi keskitettynä tietovaras- tona, josta löytyi joustoresurssien ajankohtaisimmat tiedot sekä tekniset ominaisuudet. Rekisterin tavoitteena oli parantaa joustomarkkinoiden läpinäkyvyyttä sekä helpottaa osapuolten välistä tiedonvaihtoa. Koordinaatioalusta vastasi markkinoiden optimoin- nista keräämällä verkonhaltijoiden jouston tarpeet ja markkinalle jätetyt joustotarjouk- set, minkä pohjalta alustan algoritmi laski kustannustehokkaimman tavan ratkaista ver- kon pullonkaulat. Algoritmi myös varmisti sen, ettei joustojen aktivointi aiheuta uusia pullonkauloja muualla verkossa. 51 Kuvassa 18 esitetyllä OneNet (2024) hankkeen verkkomallilla simuloitiin esimerkiksi ti- lannetta, jossa Fingridin kantaverkossa suunniteltu huoltokatko aiheuttaa vikatilanteen, mikä johtaa kahden erillisen pullonkaulan muodostumiseen verkon alueella. Yksi 48 MW ylikuormitus muodostui simulaatiossa Fingridin 110 kV kantaverkkoon. Toinen 2 MW yli- kuormitus muodostui Kymenlaakson Sähköverkon siirtojohdolle. Vika aiheutti pullon- kaulojen lisäksi myös 5 MW:n epätasapainon verkossa. Pullonkaulojen ratkaisemista var- ten molemmat verkkoyhtiöt ilmoittivat yhteisen joustotarpeensa alustalle. Kuva 18. Suomen verkossa simuloitu pullonkaulatilanne (OneNet, 2024). Taulukossa 3 on esitetty OneNet (2024) hankkeesta Fingridin ja Kymenlaakson Sähköver- kon simulaatiosta joustopalveluntarjoajien tekemät tarjoukset sekä mitkä tarjoukset 52 algoritmi valitsi pullonkaulojen ratkaisua varten. Joustojen aktivoinnin myötä verkon pul- lonkaulat saatiin ratkaistua, mutta verkkoon jäi vielä 9 MW:n tehopoikkeama. Poikkeama kuitenkin pysyi verkkoyhtiöiden ostotarjouksessa määritetyllä ±15 MW:n tehoalueella, joka järjestelmään sai jäädä pullonkaulojen poiston jälkeen. Samassa demonstraatiossa selvitettiin, miten verkkoyhtiöiden omatoimiset ratkaisut vaikuttaisivat muuhun verk- koon. Pelkästään kantaverkon pullonkaulan ratkaiseminen ei korjannut jakeluverkon alu- eella olevaa pullonkaulaa. Vastaavasti jos pelkästään jakeluverkon pullonkaula ratkaistai- siin, se kasvatti ja pahensi kantaverkossa olevaa pullonkaulaa samassa suhteessa. Taulukko 3. Palveluntarjoajien tekemät joustotarjoukset (OneNet, 2024). 4.2 FinFlex OneNet-hanke osoitti joustomarkkinoiden kyvykkyyttä ratkaista kanta- ja jakeluverkon pullonkaulatilanteita. Suomessa joustomarkkinoiden kehitykseen liittyen, ajankohtaisin hanke on FinFlex, jonka markkinapaikka avattiin kaupankäynnille huhtikuussa 2025 (Nodes, 2025a). Hankkeessa kantaverkkoyhtiö Fingrid ja Helen Sähköverkko Oy pilotoivat yhdessä joustomarkkinoiden toimintaa Nodes (2025b) kaupankäyntialustalla. Pilotoin- nin tavoitteena on kerätä käytännön kokemuksia ja dataa markkinan toiminnasta todel- lisissa siirtohaasteissa sekä luoda pohjaa laajemmalla joustomarkkinalle Suomessa. Pilo- toinnissa pyritään löytämään uusia joustoresursseja, jotka eivät välttämättä täytä 53 reservimarkkinoiden teknisiä vaatimuksia, mutta soveltuvat hyvin jakeluverkon paikalli- siin joustotarpeisiin (Nodes, 2025a). Pilotoinnissa joustojen hankinta perustuu kahteen eri tuotteeseen, eli joustokapasiteet- tiin sekä joustoenergiaan. Energiaviraston (2025a) vahvistamissa joustojen hankintaeh- doissa määritellään, miten siirtojenhallinnan kapasiteettimarkkinoilla verkkoyhtiöt va- raavat etukäteen joustopalveluntarjoajilta tietyn tehokapasiteetin valmiuteen mahdol- lista joustoa tarvitseville tunneille. Kapasiteettitarjouksen vähimmäiskoko on 0,1 MW ja tarjouksen tulee sisältää taulukossa 4 määritellyt tiedot. Joustopalveluntarjoaja on vel- vollinen tekemään vastaavan suuruisen energiatarjouksen siirtojenhallinnan energia- markkinalle, mikäli kapasiteettitarjous hyväksytään. Hyväksyttyä kapasiteettitarjousta ei saa myydä kyseiselle ajanjaksolle toiselle markkinaosapuolelle samanaikaiseen käyttöön. Taulukko 4. Kapasiteettituotteelta vaaditut tiedot (Energiavirasto, 2025a). 54 Energiaviraston (2025a) hankintaehtojen mukaan, verkkoyhtiöt valitsevat kapasiteetti- tarjoukset verkon joustotarpeen mukaisesti tavoitellen mahdollisimman kustannusteho- kasta ja toimivaa ratkaisua. Verkkoyhtiön jokaiselle jouston hankinta-alueelle valitaan tarvittava määrä joustokapasiteettia ja valinta tapahtuu pääsääntöisesti hintajärjestyk- sessä edullisimmasta tarjouksesta alkaen. Tästä voidaan kuitenkin poiketa, mikäli jous- tonpalveluntarjoaja on asettanut tarjoukselleen jakamattomuusehdon. Tällaisten tar- jouksien kanssa verkkoyhtiöiden ei tarvitse valita tarjouksia hintajärjestyksessä vaan voi valita ne tarjoukset, jotka johtavat kustannustehokkaimpaan ratkaisuun. Tarjouksien ol- lessa ominaisuuksiltaan identtisiä, valitaan kaupankäyntialustalle ensimmäisenä jätetty tarjous. Verkkoyhtiöillä on myös oikeus asettaa tarjouksille kattohinta sekä hylätä tar- joukset, jos hankinta osoittautuisi kokonaisuutena kohtuuttoman kalliiksi. Varsinainen jouston aktivointi tapahtuu Energiaviraston (2025a) hankintaehtojen mu- kaan siirtojenhallinnan energiamarkkinalla. Taulukossa 5 on esitetty ne tiedot, jotka energiatuotteelta vaaditaan jätettäessä kaupankäyntialustalle ja tarjouksien vähimmäis- koko on myös 0,1 MW. Ennen vuorokausimarkkinaa järjestettävä huutokauppa on suun- nattu Helen Sähköverkon joustoihin ja vuorokausimarkkinan jälkeinen jatkuvan kaupan- käynnin malli on suunnattu Fingridin siirtohaasteita varten. Markkinan tasapuolisuuden varmistamiseksi hyväksyttyjen kapasiteettituotteiden energiatarjoukset käsitellään yh- dessä muiden vapaaehtoisesti jätettyjen energiatarjousten kanssa, jolloin kaikki tarjouk- set ovat verkkoyhtiöiden valintaprosessissa yhdenvertaisessa asemassa. Energiatarjous- ten valintakriteerit ovat samat kuin kapasiteettituotteelle eli verkkoyhtiöt valitsevat tar- joukset eri hankinta-alueille hintajärjestyksessä. Tarjouksien valinnoista voidaan poiketa myös samoilla perusteilla kuin kapasiteettituotteessa. 55 Taulukko 5. Energiatuotteelta vaaditut tiedot (Energiavirasto, 2025a). Jouston toimitukselle ja todentamiselle on asetettu tarkat säännöt sekä sanktiot, jotka on esitetty myös Energiaviraston (2025a) hankintaehdoissa. Ehtojen mukaan hyväksytyn energiatarjouksen mukainen tehonmuutos on toimitettava täydellä teholla koko sovitun aikajakson ajan. Tehon nosto sovittuun säätötehoon ja palautus normaalitilaan on toteu- tettava tarjouksen aikajakson ulkopuolella. Toimitetun joustoenergian määrä todenne- taan vertaamalla joustoresurssin todellista mitattua sähkönkäyttöä tai -tuotantoa teh- tyyn kulutus- tai tuotantoennusteeseen. Mikäli joustopalveluntarjoajan toimitettu 56 joustoenergia jää alle 95 % tarjouksen energiamäärästä, vähennetään energiamaksun suuruutta lineaarisesti. Toimitetun energiamäärän ollessa alle 40 %, ei verkkoyhtiön tar- vitse maksaa energiakorvausta. Kapasiteettijousto todennetaan ensisijaisesti vertaile- malla hyväksyttyjen kapasiteettitarjouksien määrää siihen, onko joustopalveluntarjoaja jättänyt vastaavat energiatarjoukset markkinalle. Tämän lisäksi verkkoyhtiöt voivat tar- kastella kapasiteetin saatavuutta myös mittausdatan perusteella. Jos energiatarjouksien määrä ei vastaa 100 % kapasiteettitarjouksien määrästä, vähennetään maksettavaa ka- pasiteettikorvausta lineaarisesti. Energiatarjousten määrän ollessa alle 50 % hyväksy- tyistä kapasiteettitarjouksista ei korvausta tarvitse maksaa palveluntarjoajalle. Markkinoille tarjouspyyntöjen jättämistä on havainnollistettu kuvassa 19, missä Helen Sähköverkko on tehnyt kapasiteettitarjouspyynnön yhdeltä Helsingin neljältä hankinta- alueelta. Tarjouksessa ilmenevät kaikki keskeiset tiedot, kuten säätösuunta, kapasiteetin määrä sekä erilliset hinnat kapasiteetille ja energialle. Tarjouksessa myös ilmoitetaan sel- keästi, mille päiville ja tunneille kapasiteettijoustoa varataan. Diplomityön kirjoitushet- kellä alustalla oli hankkeeseen liittyen ainoastaan Helen Sähköverkon tekemiä tarjous- pyyntöjä. Tästä huolimatta myös palveluntarjoajat voivat samalla periaatteella muodos- taa alustalle omia joustotarjouksiaan, mitä verkkoyhtiöt voivat ostaa tarpeidensa mukai- sesti. 57 Kuva 19. Nodes-kaupankäyntialustalle tehty kapasiteettitarjous (Nodes, 2025b). 4.3 Kurun akkupilotointi Työssä aikaisemmin mainittiin Elenian ja Fortumin toteuttama Kurun akkupilotointi, jossa akkuvarasto sijoitettiin Elenian omistamaan KJ-verkkoon toimitusvarmuuden pa- rantamiseksi (Kainulainen, 2019). Hankkeen alkuvaiheessa tutkittiin useita yksittäisiä PJ- verkkoja, mutta niistä saatavat keskeytyskustannussäästöt eivät olleet Alaperän ja mui- den (2019) mukaan riittäviä kannattavan toimintamallin luomiseksi, vaikka akkua olisi lisäksi myyty reservimarkkinoille. Näiden tekijöiden vuoksi akusto sijoitettiin Elenian KJ- verkkoon vikaherkälle alueelle, jonka historiadata osoitti suuremman potentiaalin sääs- töille, kun samalla akustolla varmistettiin monien PJ-verkon asiakkaiden sähkön saata- vuus. Kuvassa 20 on esitetty, miten akusto on kytketty Elenian KJ-verkkoon. 58 Kuva 20. Akun sijoittelu Elenian keskijänniteverkossa (Alaperä ja muut, 2019). Hankkeessa Alaperän ja muiden (2019) mukaan Elenia investoi verkon suojaamiseen ja saarekekäyttöön tarvittaviin komponentteihin, kun taas Fortum teki investoinnin varsi- naiseen akkuun ja sen liittämiseen verkkoon. Liiketoimintamallissa Fortum tarjoaa Eleni- alle akkua palveluna, josta Elenia maksaa kiinteän vuosittaisen palvelumaksun. Elenialla on myös mahdollisuus ostaa erikseen reserviaikaa kiinteällä tuntihinnalla varmistaak- seen akun täyden kapasiteetin hyödyntämisen esimerkiksi ennustettujen myrskyjen ajaksi. Kun Elenia ei ole varannut akkua omaan käyttöönsä, Fortum myy sitä Fingridille FCR-N reservinä. Akun jatkuva osallistuminen reservimarkkinoille tarkoittaa, että sen va- raustila on riippuvainen sähköverkon taajuudesta. Tästä syystä Fortum ei voi taata Eleni- alle mitään tiettyä kapasiteettia saarekekäyttöä varten, äkillisen vian ilmetessä jakelu- verkossa. Akkuvarastolla voidaan keskimäärin ylläpitää saareketta noin kolmen tunnin ajan. Saarekekäytön suunnittelussa haasteena oli varmistaa, että akkuvarasto kykeni tuottamaan riittävän suuren oikosulkuvirran, jotta suojalaitteet toimisivat luotettavasti vikatilanteen sattuessa saarekkeen sisällä. Akkuvarastojärjestelmä suunniteltiin toimi- maan täysin itsenäisesti ja pystyy vian korjaannuttua kytkemään saarekkeen takaisin osaksi verkkoa ilman erillisiä toimenpiteitä. Keskimäärin akustolla pienenettiin keskey- tyskustannusten määrää noin 37 % (Kainulainen, 2019). 59 4.4 LEMENE-energiayhteisö Lempäälän Marjamäen teollisuusalueelle toteutettu LEMENE-energiayhteisö on vuonna 2019 käyttöönotettu, itsenäiseen saareketoimintaan kykenevä mikroverkko (Lempäälän Energia, 2021). Lempäälän Energian (2021) mukaan järjestelmän energiantuotanto poh- jautuu kahteen 2 MW:n aurinkovoimalakenttään, joiden tuotannon vaihtelua tasapaino- tetaan kuudella kaasumoottorilla, joiden kapasiteetti on 8,1 MW. Energianvarastointia varten yhteisöön on asennettu 4 MW:n sähkövarasto. Näiden lisäksi mikroverkosta löy- tyy 130 kW:n kiinteäoksidipolttokennot. Lempäälän Lämpö (2021) kertoo, miten yhtei- sön energiaresurssien käyttöä ohjataan automaattisesti mikroverkko-ohjaimella. Älyk- kään ohjauksen ja energiaresurssien ansiosta energiayhteisöllä on erittäin korkea toimi- tusvarmuus ja pystyy osallistumaan reservimarkkinoille järjestelmän tasapainottami- seen sekä kysyntäjouston muodossa jakeluverkon hallintaan. Kuvassa 21 on esitetty LE- MENE-hankkeen järjestelmäkokonaisuus. 60 Kuva 21. LEMENE-energiayhteisön energiaresurssien muodostama kokonaisuus (Lempäälän Energia, 2021). Koistisen (2020) mukaan LEMENE-energiayhteisö on teknisiltä ominaisuuksiltaan kaikin puolin toimiva, mutta lainsäädännön vuoksi energiayhteisöä ei olla päästy hyödyntä- mään alkuperäisen suunnitelman mukaisesti. Hankkeen visiona oli tarjota teollisuusalu- een yrityksille suora liittymä mikroverkkoon muodostaen suuren energiayhteisön. Säh- kömarkkinalaki (588/2013) ei kuitenkaan mahdollista rinnakkaisten jakeluverkkojen ra- kentamista paitsi, jos toimijalle myönnetään suljetun jakeluverkon lupa. Suljetun jakelu- verkon lupa hylättiin hankkeelta, sillä se ei täyttänyt Sähkömarkkinalain vaatimia edelly- tyksiä (Energiavirasto, 2021). Lainsäädännön vuoksi teollisuusalueen asiakkaita ei saatu liittää mikroverkkoon ja toiminta on rajoittunut käytännössä tuotantolaitoksen rooliin (Koistinen, 2020). 61 5 Kuormanohjausrajapinta joustojen hyödyntämiselle Lainsäädännöllisten muutosten myötä kuluttajien tarjoamasta kysyntäjoustosta on tullut kilpailtua liiketoimintaa. Toimintamallia varten on suunnitteilla yhtenäinen kuormanoh- jausrajapinta, joka toimii teknisenä alustana joustopalveluntarjoajien ja jakeluverkonhal- tijoiden välisessä tiedonvaihdossa ja joustojen aktivoinnissa (Vanguard Consulting Oy, 2024). 5.1 Joustohub Afryn (2024) loppuraportin mukaan Joustohub on yleisnimitys kuormanohjauksen keski- tetylle tiedonvaihtopalvelulle. Tämän palvelun tehtävänä on välittää joustopalveluntar- joajien muodostamia kuormanohjaussanomia luotettavasti ja turvallisesti jakeluverkon- haltijoille toteutettavaksi. Uuden rajapinnan toteutuksessa vertailtiin hajautettua ja kes- kitettyä toteutusmallia. Hajautetulla mallilla tarkoitetaan markkinaehtoista mallia, jossa useampi toimija pystyisi tarjoamaan omia rajapintapalveluitaan. Mallin etuina nähtiin mahdollisen kilpailun kautta alentuneet palveluhinnat ja uuden monopolin välttäminen. Malliin kuitenkin liittyi riskejä, kuten epävarmuus markkinoiden tarjonnasta, haasteet eri toimijoiden järjestelmien yhteensopivuudessa ja koordinoinnissa sekä aikataululliset haasteet rajapinnan käyttöönotossa. Näiden riskien vuoksi Afryn laatimassa toimialan selvitystyössä suositeltiin keskitettyä mallia, jossa vastuu rajapinnan toteutuksesta, ope- roinnista, ylläpidosta ja kehityksestä on yhdellä toimijalla eli Fingrid Datahub Oy:llä. Tämä varmistaa markkinoiden yhdenmukaisen kehityksen, järjestelmien yhteensopivuu- den sekä aikataulullisten tavoitteiden saavuttamisen. Keskitetty malli, joka toteutettai- siin osana Datahubia oli myös kustannuksiltaan edullisempi vaihtoehto, kuin täysin uu- den järjestelmän luominen. Kymmenen vuoden aikavälille integroitu ratkaisu oli arviol- taan noin 1,3 miljoonaa euroa, kun taas uuden erillisen järjestelmän kustannukset olisi- vat olleet 2,0–3,7 miljoonaa euroa. 62 5.2 Toiminnallisuus Joustopalveluntarjoajan täytyy ensiksi saada asiakkaalta valtuutus kuormanohjaukseen ja ohjattavat kuormat tulee kytkeä asiakkaan sähkömittarin kuormanohjausreleeseen. Afryn (2024) raportissa kuvaillaan kuormanohjausprosessin kulkua. Varsinainen kuor- manohjaus alkaa, kun joustopalveluntarjoaja lähettää Joustohubiin kuormanohjaussa- noman. Vastaanotettuaan sanoman Joustohub tarkastaa Datahubin rekisteristä, että lä- hettäjällä on voimassa o