截至目前，全国火电装机中已投运脱硫、脱硝装置的占比分别为92%、27%，全国燃煤机组脱硫设施投运率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上，全国燃煤机组平均脱硝效率超过66%。2004年实施脱硫电价政策后，电力行业二氧化硫排放量出现大幅下降，“十一五”以来，全国累计下降35%以上。2011年底开始脱硝电价试点，今年上半年电力行业氮氧化物排放量首次出现大幅度下降，同比下降9%以上。
2011年底，我国对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价０．８分钱，以弥补脱硝成本增支。在开始执行脱硝电价时，业内人士普遍表示，这个脱硝电价只解决了三分之二脱硝成本的问题，火电企业仍要为脱硝自行买单。现在，脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱，这个价格能否平衡电厂因为增加脱硝装置带来的成本压力呢？河北华电石家庄鹿华热电有限公司总经理王秀峰告诉记者，该公司一期工程建设2×33万千瓦亚临界空冷供热机组，工程同步建设安装静电除尘器、烟气脱硫、烟气脱硝装置，在节能环保方面具有示范作用。特别是烟气脱硝装置完全按照国家最新环保节能减排的标准设计建设，
采用比较成熟的、针对大型机组大烟气量的、高效率的选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR)脱硝方式，工程总投资6800万元，占鹿华项目总投资的2.3%。现两台机组脱硝装置已经全部竣工运行，实际测得脱硝成本含税0.0129元/千瓦时，脱硝电价由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱，还是不足以弥补成本，但在一定程度上可缓解经营压力。
中电投河南电力有限公司平顶山发电分公司总经理李刚则有不同说法：该公司拥有2×100万千瓦机组，电厂设计时按环评要求只是预留脱硝装置空间，但公司主动提高标准，“远瞩”地改预留脱硝场地为同步建设脱硝设施，同时一次性配套建设烟气脱硫、脱硝装置、圆形封闭煤场、全膜法锅炉补给水处理系统等，在2013年4月顺利取得脱硝电价批复。该公司采用SCR脱硝工艺，按两台机组年发电利用小时数5500小时计算，平均脱硝成本为0.81分/千瓦时。按照以前0.8分/千瓦时的电价补贴，很难维持 脱硝设施运行成本。现国家给予1分/千瓦时的脱硝电价补贴，在资金和政策上给发电企业带来了很大的帮助，能够弥补公司脱硝运行成本，大大提高了公司脱硝的积极性。
在采访多家发电企业的相关负责人后，记者得出如下结论：30万千瓦及以下机组脱硝电价还是不足以平衡成本压力，而60万千瓦机组脱硝有赢利的也有亏损的，百万千瓦级机组脱硝则有利可图。
