从国民经济评价角度而言，火电厂设置烟气脱硝系统，虽然会增加年运行成本，但会大幅度降低NOX排放，有助于改善当地大气环境质量，为区域NOX减排做出一定贡献。但火电厂经营的一大目的就是提高经济效益，但目前火电厂使用烟气脱硝技术的一大事实是，无论怎么提高机组年利用小时数，都无法改变NOX治理成本高于排污成本的现状。因此，本文笔者认为可以从如下方面着手，来提高火电厂烟气脱硝技术的经济效益：
第一，积极推广低氮燃烧技术。低氮燃烧技术一般是指空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术和低氮燃烧器等。采用低氮燃烧技术能显著降低炉内氮氧化物生成，降低SCR反应器入口NOX浓度，减少还原剂液氨的耗用量，减少氮氧化物排放量。以600MW的燃煤机组为例，改用低氮燃烧器采用低氮燃烧技术后脱硝系统入口NOX浓度一般能控制在400mg/m3以内，但低氮燃烧技术目前在我国还处于起步阶段，很多关键技术还不够成熟，关键设备还有待于国产化，这也是我们未来相关工作者需要努力解决的问题。
第二，火电厂要尽量减少设备改造，切实提高氮氧化物脱除效率。一方面，由于国家的减排控制措施越来越严格，火电厂在新建时要按国家要求来同步增加脱硝设施，确保减排政策调整时能够最大限度减少对原设备的改造，通过降低设备投资来提高经济效益，另一方面，从排污权交易的角度而言，火电厂可以利用高效率脱硝装置进入排污交易市场来获利。对于脱硝力度比较大的火电厂，在企业审批的氮氧化物排放总量中结余一定的指标来进行市场交易，将企业减排负担变为盈利的资源，与脱硝不利超出审批指标的企业进行排污指标交易而获利。
第三，贯彻落实国家发改委《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2014]1908号)。2014年国家发展改革委员引发了《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2014]1908号)，决定从9月1号开始在保持销售电价总水平不变的情况下，适当降低燃煤发电企业上网电价，用于进一步疏导环保电价矛盾。此次电价调整，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.93分钱，重点用于对脱硝、除尘环保电价矛盾进行疏导。《通知》要求发电企业与煤炭企业切实采取有效措施，将发电用煤价格维持在合理区间，防止出现过度下跌，以促进煤炭、电力行业协调发展。近年来，在环保电价政策支持下，火电厂积极开展脱硝、除尘设施改造，而此次电价调整，将有利于环保电价及时结算，支持火电厂开展脱硝、除尘改造，改善大气质量。
第四，实施积极的烟气脱硝贷款政策。随着电力市场改革的不断深化，火电厂面临的经营压力日益加剧，资金的紧缺使绝大多数火电厂不愿投资烟气脱硝装置，而金融系统为了保证其收益，又不断提高贷款利率或缩短还贷周期，从而增加了火电厂的脱硝财务费用。虽然我国一些省市已经将烟气脱硝贷款列为国家贷款扶持范围，对新建烟气脱硝实施低、贴息政策，降低贷款利息并降低此类贷款门槛，但将这一优惠政策落到实处还有很长的路要走，因此国家应该研究如何实施积极的烟气脱硝贷款政策，促进火电厂投入更多的资金给烟气脱硝装置。
第五，促使烟气脱硝关键设备的国产化。在火电厂烟气脱硝装置中，催化剂成本约占整个脱硝投资的45%，如果国家加大催化剂生产企业的支持力度，使更多的企业能够生成具有自主知识产权的催化剂产品，这就会加剧生产企业间的商业竞争而导致脱硝装置投资的降低，从而提高火电厂烟气脱硝技术的经济效益
