到2020年，我国将成为世界第一大氮氧化物（NO_x）排放国，其中有70％的氮氧化物排放来自于煤的燃烧，而燃煤电厂燃煤消耗量又占到了全部燃煤的70%。作为NO_x排放大户，燃煤电厂控制NO_x排放刻不容缓。近年来，为了控制燃煤电厂NO_x的排放，国家规定了愈来愈严厉的NO_x排放政策和燃煤电厂脱硝政策。2011年，环境保护部规定燃煤锅炉NO_x排放浓度限值为100mg/m3。同年，环保部又明确指出：十二五期间，新建火电项目要实现80%以上的脱硝效率。面对脱硝政策和脱硝成本的双重压力，电力企业纷纷呼吁政府实行脱硝电价政策。2011年11月30日，国家发改委宣布：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，用于弥补脱硝成本增支。在学术界，对脱硝电价的研究越来越多，主要是针对如何运用科学合理的方法计算脱硝电价。那么，发改委推行的0.8分脱硝电价是否科学合理；能不能完全补偿脱硝成本从而提高电力企业脱硝积极性，这也是论文研究的出发点。本文从我国的实际情况出发，基于当前实施的脱硝电价政策，提出了建立动态脱硝电价模型。该模型以外部性理论为基础依据，首先建立了经营期脱硝电价模型，然后对该模型中脱硝电价的六个影响因素进行敏感性分析，其次对得到的年发电量和经营成本两个敏感性因素的相关数据进行统计分析，然后分别运用回归分析法和神经网络法，建立了动态脱硝电价模型。最后运用我国五大发电集团的9组SCR烟气脱硝机组进行实证研究，研究结果显示：运用动态脱硝电价模型得到的脱硝电价能够反映脱硝机组的平均脱硝成本；所选机组的平均脱硝成本为12.1369元/千千瓦时，高于国家发改委试行的8元/千千瓦时脱硝电价政策；由于我国幅员辽阔，各地区经济发展水平差异显著，导致脱硝成本不尽相同，实施无差别的脱硝电价政策，不能体现不同区域脱硝成本差异。鉴于当前一机一价政策实施比较困难，提出可先试行区域差别脱硝电价，即以省份为单位，针对不同区域脱硝成本的差异，实施不同的脱硝电价。