一是電網(wǎng)公司，包括地方性電網(wǎng)公司。
　　二是發(fā)電企業(yè)，包括傳統(tǒng)電力和新能源發(fā)電企業(yè)，大多以參股的形式參與風(fēng)電場開發(fā)。
　　三是風(fēng)電整機制造企業(yè)，主要是國外大型風(fēng)電整機企業(yè)，參與風(fēng)電開發(fā)，以帶動設(shè)備銷售為主要目的。
　　四是專業(yè)的小型風(fēng)電開發(fā)商，此類公司通常以合伙的形式組建，規(guī)模較小，一般不參與風(fēng)電場經(jīng)營，而是憑借其占有的資源（如土地）以及豐富的項目申請經(jīng)驗，取得風(fēng)電場項目建設(shè)所需的全部手續(xù)，然后通過融資購買設(shè)備及簽訂建設(shè)協(xié)議，待項目建成后出售給運營商。
　　五、電價政策
　　根據(jù)芬蘭國家技術(shù)研究中心（VTT）數(shù)據(jù)，在芬蘭沿海風(fēng)能資源豐富地區(qū)，在無補貼的情況下，陸上風(fēng)電發(fā)電成本大約在 60 ～ 80 歐元/ 兆瓦時（約0.487 ～ 0.65 元/ 千瓦時）（年等效滿負(fù)荷發(fā)電小時數(shù)2100-2400，投資成本1300-1400 歐元/ 千瓦，運營期20 年，內(nèi)部收益率7%，年均運行維護成本26 ～ 28 歐元/ 千瓦，調(diào)度成本2 歐元/ 兆瓦時。）海上風(fēng)電的發(fā)電成本將超過100 歐元/ 兆瓦時( 約0.812 元/ 千瓦時)。2010 年北歐電力交易市場（Nordpool）上的平均電價是57 歐元/ 兆瓦時（約0.463 元/ 千瓦時）。由此可見，即使在芬蘭風(fēng)能資源條件最好的風(fēng)場開發(fā)風(fēng)電，也無法依靠市場電價來覆蓋成本。
　　基于上述情況，2010 年12 月，芬蘭議會批準(zhǔn)了風(fēng)電固定電價政策（2011 年3 月25 日起正式實施），該政策的頒布實施極大地調(diào)動了芬蘭風(fēng)電企業(yè)的積極性，加快了芬蘭風(fēng)電開發(fā)的步伐。按政策規(guī)定，風(fēng)電價格水平為83.5 歐元/ 兆瓦時，有效期為12年。在法律執(zhí)行后的前兩年建成的風(fēng)電項目將額外獲得一個獎勵電價，即105.3 歐元/ 兆瓦時，有效期為3 年，之后恢復(fù)到正常固定電價水平83.5 歐元/ 兆瓦時，延續(xù)剩余的有效期9年。電價補貼資金來源于政府預(yù)算。
　　芬蘭所產(chǎn)的風(fēng)電首先要進入北歐電力市場，同其他電源一起通過競價的方式出售，如果所售價格低于政府擔(dān)保的固定電價，其與固定電價的差額部分則由政府補貼給發(fā)電商。如果市場價格高于固定電價，則采用高價，不再補貼。固定電價政策并不區(qū)分內(nèi)外資形式，只要是在芬蘭境內(nèi)按照有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)和運營的風(fēng)電場均可享受。但需要滿足這樣幾個主條件：（一）單個風(fēng)電場總裝機容量要大于500 千瓦；（二）風(fēng)電機組必須是新的，風(fēng)電場必須為2009 年1 月1 日及以后新建；（ 三）項目未享受政府的其他形式的補貼；（四）風(fēng)電場已經(jīng)與電網(wǎng)實現(xiàn)物理連接；（五）相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)滿足歐盟標(biāo)準(zhǔn)。
　　風(fēng)電固定電價法案同時規(guī)定，未享受固定電價的風(fēng)電項目，可以繼續(xù)享受其他補貼政策。2011 年之前，芬蘭的風(fēng)電激勵措施主要是投資補貼，依據(jù)技術(shù)創(chuàng)新程度，補貼最高可達(dá)總投資的40%。此外，還有稅收返還政策，每兆瓦時返還6.9 歐元。2001 年至2006年間，補貼額度為每年1400 萬歐元，對項目開發(fā)的促進作用有限。2009 年，政府追加了部分投資補貼，約有60 兆瓦的風(fēng)電項目得到該項補貼。