(1)煤电大气污染物减排的边际成本增大
2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011);同年4月，环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造;9月12日，发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》，要求燃煤电厂达到燃机排放水平。仅2014年，对燃煤电厂污染物排放要求就有三次变化，致使大量燃煤电厂环保设施重复改造，边际成本增大。
初步分析，目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为：烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米(一般含硫量)、氮氧化物100毫克/立方米(高挥发份煤)。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上，是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高，即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下，比起特别排放限值规定，烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制边际成本过高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元。
低成本超低排放技术还需突破。2014年，有数家电厂燃煤机组超低排放(比特别排放限值的要求排放还少)改造后投入运行。采取的主要措施：一是对已有技术和设备潜力(或者裕量)进行挖掘、辅机改造、系统优化;二是设备扩容，增加新设备;三是研发采用创新性技术;四是对煤质进行优化。总体来看，采用设备扩容(如增加脱硫塔)、增加新设备(如采用湿式除尘器)的方法较多，而采用创新性低费用的技术较少。在面对超低排放改造新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。
(2)排放标准考核方法使企业违法风险增大
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)没有明确火电厂大气污染物的达标考核的方式。实际考核中，有的地方政府按小时均值考核，也有按4小时均值，或日均值、或周均值考核的。
2014年3月，国家发展改革委、环境保护部印发了《燃煤发电机组环保电价与环保设施运行监管办法》(发改价格[2014]536号)，该文件变相明确了按照浓度小时均值判断是否达标排放，是否享受环保电价和接受处罚等。按小时均值考核要求远严于按日、月均值考核。如美国排放标准以30天的滚动平均值考核，煤矸石机组则是以12个月的滚动平均值进行考核;欧盟按月均值考核，同时规定小时均值不应超标准200%，日均值不超110%。
煤电机组受低负荷(烟气温度不符合脱硝投入运行条件)、环保设施临时故障、机组启停机等影响，都会导致污染物排放的临时性超标。按小时均值考核成为世界最严考核方式，企业的违法风险加大。
(3)煤电提效空间越来越小
2005年以来，供电煤耗快速下降，既缘于现有机组积极进行节能改造，更缘于大量新建的低煤耗机组提高了行业清洁利用水平。受国家宏观经济及产业结构调整影响，煤电发展速度明显低于“十一五”及“十二五”初期，经过“十一五”以来大规模实施节能技术改造，现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小(再改造的经济投入与产出比大幅度下降)，继续提高效率空间有限。同时，伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，煤电调峰作用将显著增强，机组参与调峰越多，煤耗越高。通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。火电利用小时(2014年火电平均利用小时同比减少314小时，是1978年以来的最低水平)、负荷率将持续走低，也严重影响机组运行经济性，尤其是大容量、高效率机组的低煤耗优势得不到充分发挥。
煤电节能与减少排放矛盾日趋加大。受到技术发展制约，对于主要靠增加设备裕度、增加设备数量等来提高脱除效率，在去除污染物的同时，增加了能耗。如某60万千瓦机组脱硫改造时增加了一个吸收塔，造成脱硫系统阻力增加1000帕，电耗增加3800千瓦，增加厂用电率0.5~0.6个百分点。根据企业实际反映，环保改造影响供电煤耗1.2克/千瓦时以上。
