环保部出台的《火电厂大气污染物排放标准》已于今年开始实施，为了落实该标准，国家发改委相继出台了火电脱硝电价补贴政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤火电厂，每千瓦时加价0.8分。
但是国家电监会近期发布的相关调研报告显示，目前全国火电装机容量约7亿千瓦，其中脱硝机组仅约1亿千瓦，包括同步建设脱硝设施约为8500万千瓦，技术改造加装脱硝设施约为1500万千瓦。在电监会重点调研的多个省份中，脱硝设施投运率高低不一。由于脱硝成本无法疏导，电厂运营脱硝设施积极性普遍不高，实际脱硝效率与环保部所提目标相差不少。
而全国火电装机总量预计到“十二五”末将达10亿千瓦，氮氧化物年排放量预计将由2010 年的909万吨增加到1262万吨，增幅达39%。而按照国务院《“十二五”节能减排综合性工作方案》等政策要求，2015 年末，电力行业氮氧化物排放量必须控制在551 万吨以内，减排量超过700 万吨，减排任务十分艰巨。这表现在：
第一，脱硝设施新建、改造任务重、时间紧。按照国务院及环保部等部委要求，新建燃煤机组必须同步建设安装脱硝设施，未安装脱硝设施的老机组，要在2015年前完成技术改造，加装脱硝设施。为完成减排目标，部分省份明确要求加快老机组脱硝技改进度，在2013年前完成相关工作。
第二，火电企业经营形势持续恶化，脱硝设施建设运行的动力严重不足。面对持续恶化的经营状况和越来越严格的氮氧化物排放标准，燃煤电厂要求尽快出台脱硝电价政策的呼声日益高涨。
而电监会调研后，通过综合考量火电机组加装脱硝设施的建设成本和运营成本两部分因素初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。很明显，国家发改委给出的0.8分/千瓦时补贴标准与燃煤电厂的脱销成本相距甚远。
所以，国家相关部门应该对脱硝电价补贴政策进一步完善，例如可根据具体项目逐年到位实现加价，有利于脱硝电价政策尽快出台，并能适当缓解发电企业资金困难，而一次性加价对电价空间要求较高，反而影响脱硝电价出台时间。
此外，还应区分煤种以及项目类型是新建还是改造脱硝设施，以便制定不同的电价补贴。这样可充分考虑不同方式脱硝成本差异，有利于推动老机组改造。
其实，除了实施经济激励政策外，还应配套相关的法律、行政等措施，多管齐下协同推进电力行业脱硝减排工作。
首先，加强脱硝监管，在国家出台脱硝电价政策后，下一步应明确环保考核指标、在线监测及监管要求。
其次，加强对还原剂的市场调控，随着今后几年脱硝设施的大批建设，还原剂需求会大幅增加。为避免还原剂市场价格大幅上涨，国家相关部门应提前研究制定措施，以保障还原剂供应市场的有序和稳定。
再次，尝试开展排污权有偿交易试点，应该借鉴市场化思路，设立氮氧化物排放指标，并允许企业进行指标有偿交易，利用市场化手段提高电厂运行脱硝设施的积极性，并拉动下游脱硝工程设计施工及设备的需求。
最后，对脱硝机组考虑在电量指标、银行利率、税收等方面给予发电企业一定的政策优惠，对脱硝进口催化剂提供退税优惠，允许脱硝设备抵免所得税等。
为了不使“十二五”氮氧化物排放任务消弭于无形，脱销电价政策应尽快完善细化。
