2013年1月1日起，脱硝电价试点范围由14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组，但标准仍为每千瓦时0.8分。此前，中国电力企业联合会和电力企业曾多次表示，0.8分/千瓦时的价格无法弥补电厂的脱硝成本。在国家发改委《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》出台前，曾有媒体报道，酝酿中的脱硝电价政策为1.1分/千瓦时。

　　对此，中国电力企业联合会研究室主任潘荔肯定了脱硝电价试点范围扩大是一个进步，“但价格没有增上去，大家反映的不是1.1分/千瓦时的问题，而是希望能根据不同机组类型、不同脱硝工艺、不同煤质等，划分不同的脱硝电价范围。”

　　她告诉记者，煤质、机组类型等方面的差异，造成火电企业脱硝成本差距很大，在中电联的测算中，1.5~1.9分/千瓦时的运行成本都是存在的。而国电集团相关负责人告诉记者，在他们集团进行的测算中，机组脱硝运行成本最低约为0.5分/千瓦时，但这一机组规模很大、发电量多、排放氮氧化物的原始浓度较低，同时剩余运行时间还有20年左右。“运行成本最高的机组达到2.7分/千瓦时。一方面，这一机组是原始混凝土结构，基础改造难度很大，更为重要的是，机组剩余运行时间仅5~7年，而所有的脱硝改造成本都要分摊到这些剩余运行时间里。”据这位负责人透露，“十一五”期间，国电集团在二氧化硫控制方面的投资达到180亿元;“十二五”期间增加了脱硝设施建设，2012年的环保技改投资约为40亿元，2013年也在50亿元左右。

　　“我们寄希望于政府相关部门在脱硝电价制定中不是‘一刀切’，而是根据煤质、机组类型、工艺等划定不同范围，这样的价格补贴才更科学。但是，这也会带来管理成本的增加。”潘荔表示，由于排放标准不断加严，我国电厂的污染物排放已经在很低的水平，在这样的基础上进一步降低排放，付出的代价相当高。但是，同样作为燃煤污染的源头，供暖锅炉、工业锅炉等非电力锅炉的污染排放亟待加强治理。“在真正关系公众健康的环境空气质量改善方面，是否能用更小的代价取得更好的效果?我们认为，在政策制定中，应多考虑这些因素。”潘荔表示。