氮氧化物是危害性极强的大气污染物之一。我国氮氧化物排放量仅次于美国,居世界第二位。“十一五”期间,氮氧化物排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势。大量氮氧化物的排放不仅造成了大气环境污染,还将形成硝酸盐颗粒,造成二次气溶胶污染。我国氮氧化物的排放主要集中于电力行业和钢铁业,其中燃煤电厂氮氧化物的排放量占全国排放量的36%。燃煤电厂必须对其产生的烟气进行尾气脱硝。选择性催化还原(SCR)技术是目前火电厂烟气脱硝的主流技术,但SCR技术投资资金大,运行期间维护成本高,采用SCR技术对电厂尾气进行烟气脱硝必将增加发电企业的成本。由于我国对现有电厂的烟气脱硝缺乏相关的经济政策,制约了火电企业治理氮氧化物的积极性。鉴于我国通过脱硫电价补偿机制切实促使电力行业减少烟气硫排放的成功经验,通过脱硝补偿电价方式鼓励电厂采用烟气脱硝技术,减排氮氧化物具有较大的可行性。本文选择SCR脱硝技术为代表性脱硝技术测算脱硝电价。通过对SCR脱硝装置成本中最大的3项费用(还原剂费用、催化剂费用和固定资产折旧费用)进行分析,从设计脱硝率、还原剂价格、还原剂类型及SCR装置建设形式等方面定量分析影响SCR脱硝装置上网电价增量的因素。综合考虑影响SCR脱硝装置上网电价增量的主要因素,从分析我国SCR脱硝成本入手,探讨我国SCR脱硝电价政策,以期对脱硝电价政策的出台提供参考。