火电行业是燃煤大户，2013年我国煤炭消费总量达到39.3亿吨，其中火电消耗将近一半。以平均含硫量0.9%计算，电力行业二氧化硫产生量不可小视。
2015年12月2日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议决定，在2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。
对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造，体现了我国治污的决心，这一举措意味着我国燃煤电厂污染治理水平有望达到世界先进水平。
有专家认为，火电企业迎来了实施超低排放改造的良好时机。从国家到地方实施的环保电价、节能发电调度等政策，都为企业实施超低排放改造提供了很好的条件。超低排放改造具有较为明显的环境效益。
超低排放可带来哪些效益?
火电行业超低排放改造工作正在稳步推进。截至2016年1月，全国近1亿千瓦煤电机组已经进行了超低排放技术改造，正在进行技术改造的超过8000万千瓦。
超低排放改造初期，基本上采取串联技术路线，即在现有环保设备提效改造基础上，再在尾部加装湿式电除尘器，利用协同处理作用达到减排提效。随着超低排放项目的推进，近年来逐渐出现了一些新的技术，如脱硫除尘一体化处理技术、单塔一体化脱硫除尘深度净化技术(SPC-3D)、沸腾式泡沫脱硫除尘一体化技术等。
随着技术水平的提高和创新，超低排放改造的投资成本快速下降，而排放效果不断提高，这都为实现国家燃煤电厂超低排放改造的目标奠定了坚实的基础。除了技术水平的升级和创新，火电行业超低排放改造升级的环境经济效益比是人们关注的焦点。
按照空气质量模型模拟计算，火电行业对全国城市PM2.5年均浓度平均贡献率为8.46%。全部超低排放改造后，火电行业对全国城市PM2.5年均浓度平均贡献率相应下降2.89个百分点。
除了理论研究，实践也证明了超低排放对于污染减排的意义。以广州为例，2014年9月的媒体数据显示，通过按照天然气发电厂标准进行“超洁净排放”改造后，广州市2013年二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放量同比分别削减60%、79%和76%。
据测算，煤电机组规模越大，运行成本增加越少。从达到特别排放限值到实现超低排放，对于1000MW机组需要增加的成本为0.96分/kWh;600MW机组需要增加的成本为1.43分/kWh;300MW机组需要增加的成本为1.87分/kWh。
可以肯定的是，从减少污染排放来看，实施超低排放的环境效益是明显的。虽然超低排放污染物减排成本较大，但是从煤炭总体利用角度看则有着非常积极的意义。
降低污染物排放总量，改善环境质量是电厂实施超低排放的根本目的。从特别排放限值到超低排放，污染物排放总量的减排量虽然不是特别大，但随着经济总量的增长，能源消耗的总量也随之增长。为了控制能源行业的污染物排放总量，实行超低排放是有必要的。
推进超低排放还需做什么?
政策、制度的出台，有力地推动了燃煤电厂的超低排放改造进程。同时也要看到，目前对于超低排放改造的要求，多数以行政文件要求为主。
目前超低排放还没有形成统一的全国规范标准，主要问题在于我国煤质、机组差异较大，相关统一化的技术及标准尚未形成，针对我国不同区域及不同工况的超低排放标准正在研究之中。
当前火电企业按《火电厂大气污染物排放标准》规定的排放限值或特别排放限值达标排放是底线。在河北等已将超低排放要求纳入到地方《燃煤电厂大气污染物排放标准》中的地区，火电企业按地方排放标准要求达到超低排放也是底线。
对于其余地方现有火电企业，应当按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》部署和地方政府要求，分区域、分阶段按期完成超低排放改造。对于新建燃煤电厂原则上则应该达到超低排放的要求。
另一方面，监测手段也是超低排放改造下一步工作需要解决的问题。从目前企业排放浓度监测看，烟尘最低可达1mg/m3，监测设备和监测规范的缺乏给超低排放监管带来了困惑。葛察忠介绍，针对超低排放，目前国家还没有出台相关的符合国家标准规范的标准测试方法，仍然沿用《固定污染源烟气排放连续检测技术规范(试行)》，其对于超低排放的针对性较差。
目前业内正在研究先进的监测技术，如山东省质量技术监督局表示，已取得了超低排放监测技术研究阶段性成果等。和所有新生事物一样，超低排放在推行过程中也会遇到一些问题。比如有些超低排放技术对煤质要求苛刻，有些技术的运行稳定性和可靠性还需提高等。但就总体而言，超低排放正是在不断解决这些问题的过程中稳步推进，成效也越来越明显。
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