多年来，我国节能减排的目标主要依靠行政手段强制完成。行政手段在降低能耗、缓解污染方面效果显著，但从某种角度来说并不具有经济效率。当下，我国节能减排越来越重视市场的作用，利用经济手段促进节能减排不断发展。燃煤电厂是国家推广节能减排需治理的重点行业，那么哪些经济手段对燃煤电厂产生着巨大的作用?从中挑选几个经常出现的经济手段词语，加以分析，以飨读者。
环保电价
据悉，近年来为调动燃煤电厂安装环保设施积极性，国家发展改革委先后出台脱硫电价、脱硝电价和除尘电价等电价政策，逐步形成了一套环保电价体系。2014年3月，国家发改委和环保部联合印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》(下称《办法》)。《办法》明确要求，燃煤发电机组必须按规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，其上网电量在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策。
目前，脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱。脱硫电价于2004年开始实施，目前安装脱硫装置的火电厂比例已经超过90%。脱硝电价于2011年开始试运行，截至目前也收到了一定的效果。而两部门联合颁发的《办法》，标志着国家运用价格政策对燃煤发电企业实行重拳治污，将对实现主要大气污染物总量减排目标和大气质量改善发挥重要作用。
排污费
2014年9月1日，国家发改委、财政部、环保部联合发布《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》，要求2015年6月底前，各省(区、市)价格、财政和环保部门要将废气中的二氧化硫和氮氧化物排污费征收标准调整至不低于每污染当量1.2元。同时实行差别化排污收费政策，为推动企业排污减排建立有效的约束和激励机制。北京、上海、天津等地区更是相应国家号召，大幅度提高了二氧化硫、氮氧化物、化学需氧量、氨氮四项主要污染物的排污费标准。
全国工商联环境商会秘书长骆建华表示，这次调整主要是因为过去的排污费征收标准不到位，成本倒挂严重，环保企业又不可能赔钱去处理，最终影响到治污效果。用好、用足排污费这个经济杠杆，敦促企业重视环保，可谓“好钢”用在“刀刃”上。企业想少交污染费，就必须加大投入实施设备技改，提升环保水平，减少排放。否则，既交不起昂贵的排污费，又不想升级改造的污染企业只能坐以待毙。排污费调整的方向与国家产业结构调整和环境治理的方向一致。云南农业大学资源与环境学院教授张乃明认为，我国现在的环境问题突出，排污费征收标准的提高找准了治理环境问题的源头，从源头上把控污染物的排放。
排污权交易
为进一步推进排污权交易试点工作，促进主要污染物排放总量持续有效减少，国务院出台了《关于进一步推进排污权有偿使用和交易试点工作的指导意见》(以下简称《意见》)。《意见》中明确提出，火电企业(包括其他行业自备电厂，不含热电联产机组供热部分)原则上不得与其他行业企业进行涉及大气污染物的排污权交易。《意见》作出这样的规定，是确保不出现由于排污权交易导致局部地区环境质量恶化、环境污染“热点”问题出现的一种制度保障。
业内专家表示，对于火电企业而言，发电和排污两个行为具有伴生性，因此，火电行业的排放总量控制和排污权交易必然对电力行业的运行和发展带来一定影响。污染物排放总量控制将对火电企业的生产构成制约，排污权交易机制的引入，为火电企业完成污染物排放控制任务提供了两种可选择的途径：既可以通过自行采取新的技术与管理手段降低污染物排放水平，也可以通过在排污权市场上购买排污指标来完成考核要求。因此，排污权交易能够提高火电企业生产经营的灵活性。从国家层面讲，开展排污权交易的目的主要在于以最小的经济代价确保总量控制目标的实现。
碳交易
火电企业节能减排所涉及的另外一个市场手段为碳排放权交易。我国目前已建立7个碳排放权交易试点，分别为深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆。其中，前5个试点从去年开始实行，湖北和重庆分别于今年4月份和5月份开始实行。我国碳排放权交易试点具有自身的特点。其一，试点地区并非针对企业内的具体设备配置排放配额，而是以企业为单位进行配置。其二，试点地区均将企业因消耗电能而间接排放的二氧化碳计入企业排放配额之内。其三，在试点阶段，企业在一个年度内未消耗完的配额可以顺延到下一年度使用;但是不可以借用未来年度配额。其四，所有试点暂无期货和期权交易。
从履约情况来看，各试点地区企业参与碳排放交易的积极性均比较高。按照国外相关经验，因降低碳排放而增加的发电成本有67%会通过电价提高转移到电企下游。但是我国电价是由政府统一确定的，这就造成发电企业无法转移碳交易成本的问题。有研究指出，针对这一问题，根本性的解决措施只能是电价改革，对参与碳排放交易的发电企业进行环境电价补贴。
