煤炭燃烧会产生大量的二氧化硫(S02)和氮氧化物(NOx),而它们是酸雨的主要成份,对环境危害极大。我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家,其中燃煤电厂燃烧了大部分煤炭,而且在我国火电厂仍是发电的主力。为了控制电厂NOx的排放,国家制定了一系列措施。环境保护部2011年规定燃煤锅炉氮氧化物排放浓度限值为100mg/m3。“十二五”期间,环保部又明确新建火电项目要实现80%以上的脱硝效率。电力企业普遍反映脱硝成本较高,增加了企业经营压力,呼吁出台脱硝电价。国家发改委于2011年11月30日宣布,为提高火电企业脱硝的积极性,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。那么,0.8分的脱硝电价合不合理?能不能完全补贴电厂的脱硝成本?这就需要对燃煤电厂的脱硝电价进行研究。本文从外部性内部化理论出发,分析了脱硝电价提出的必要性,分析了氮氧化物的生成机理和影响因素,并据此研究比较了不同的脱硝工艺,然后通过建立投影寻踪模型对主要脱硝工艺进行了技术经济分析,选定了计算脱硝电价的合适脱硝工艺——SCR脱硝技术。在脱硝电价的计算过程中,本文考虑了资金的时间价值,根据技术经济分析中净现值的原理,建立了基于净现值的脱硝电价计算模型,并分别对1000MW,600MW和300MW的新建和改造典型机组的脱硝电价做了计算,最后得出结论：国家提出的0.008元/kWh脱硝电价不能完全补偿脱硝成本；脱硝机组规模和形式不同,脱硝电价也应该不同,不能一刀切；设备费和催化剂费用为项目固定资产投资的主要部分,催化剂的国产化研发能够大大降低脱硝成本,是脱硝技术未来改进的方向。