2013年1月1日起，脫硝電價試點范圍由14個省(自治區、直轄市)的部分燃煤發電機組，擴大為全國所有燃煤發電機組，但標準仍為每千瓦時0.8分。此前，中國電力企業聯合會和電力企業曾多次表示，0.8分/千瓦時的價格無法彌補電廠的脫硝成本。在國家發改委《關于擴大脫硝電價政策試點范圍有關問題的通知》出臺前，曾有媒體報道，醞釀中的脫硝電價政策為1.1分/千瓦時。

　　對此，中國電力企業聯合會研究室主任潘荔肯定了脫硝電價試點范圍擴大是一個進步，“但價格沒有增上去，大家反映的不是1.1分/千瓦時的問題，而是希望能根據不同機組類型、不同脫硝工藝、不同煤質等，劃分不同的脫硝電價范圍。”

　　她告訴記者，煤質、機組類型等方面的差異，造成火電企業脫硝成本差距很大，在中電聯的測算中，1.5~1.9分/千瓦時的運行成本都是存在的。而國電集團相關負責人告訴記者，在他們集團進行的測算中，機組脫硝運行成本最低約為0.5分/千瓦時，但這一機組規模很大、發電量多、排放氮氧化物的原始濃度較低，同時剩余運行時間還有20年左右。“運行成本最高的機組達到2.7分/千瓦時。一方面，這一機組是原始混凝土結構，基礎改造難度很大，更為重要的是，機組剩余運行時間僅5~7年，而所有的脫硝改造成本都要分攤到這些剩余運行時間里。”據這位負責人透露，“十一五”期間，國電集團在二氧化硫控制方面的投資達到180億元；“十二五”期間增加了脫硝設施建設，2012年的環保技改投資約為40億元，2013年也在50億元左右。

　　“我們寄希望于政府相關部門在脫硝電價制定中不是‘一刀切’，而是根據煤質、機組類型、工藝等劃定不同范圍，這樣的價格補貼才更科學。但是，這也會帶來管理成本的增加。”潘荔表示，由于排放標準不斷加嚴，我國電廠的污染物排放已經在很低的水平，在這樣的基礎上進一步降低排放，付出的代價相當高。但是，同樣作為燃煤污染的源頭，供暖鍋爐、工業鍋爐等非電力鍋爐的污染排放亟待加強治理。“在真正關系公眾健康的環境空氣質量改善方面，是否能用更小的代價取得更好的效果？我們認為，在政策制定中，應多考慮這些因素。”潘荔表示。