当前，各发电集团正按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求积极开展相关工作，从各方面反映的情况看，在实施过程中主要存在以下方面的问题。

依法性问题。根据《环境保护法》、《大气污染物防治法》，对企业大气污染物排放控制的判定应该用排放标准衡量，达标即为合法，超标违法并承担相应责任。目前对煤电超低排放改造的要求，多是以行政文件要求为主，仅有部分省市采用地方标准形式。所以，一方面，缺乏法律方面的保障;另一方面，因超低排放相关的一些技术性问题尚未搞清楚(如氨逃逸、SO3产生量增加、脱氮废弃催化剂如何处理等)，相关标准可能难以制定。

监管问题。颗粒物参比方法所采用的手工采样重量法是基于颗粒物排放浓度大于20mg/m3进行采样分析，当浓度小于20mg/m3时，手工测量误差相对较大。在《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》(HJ∕T 75-2007)参比方法验收技术考核指标要求中，当颗粒物排放质量浓度≤50mg/m3时，绝对误差不超过±15mg/m3;目前该标准正在修订并公开征求意见，要求改为当颗粒物排放质量浓度≤20mg/m3时，绝对误差不超过±5mg/m3;换言之，5~15mg/m3CEMS烟尘的显示结果都有可能是实现超低排放的。此外还有监测断面选取、定期维护、人员能力等影响精度因素。即便是环境行政主管部门的对比性监督监测能够监测低浓度，也难以形成对烟尘的有效监管。

技术层面的问题。从实现超低排放的电厂看，超低排放在技术上并没有重大创新，多是通过大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等来实现。即便是现有技术能够实现超低排放，仍面临一些技术难题，如，云贵川渝地区机组烟气脱硫装置(FGD)入口烟气二氧化硫浓度超过7000 mg/m3的电厂不是个别现象，为控制出口低于35 mg/m3，则脱硫效率应超过99.5%，这在实际过程中几乎难以做到。

超低排放与其他方面的协调性问题。在超低排放的推进过程中，如何统筹协调好节能、减碳、节水以及其它常规污染物控制之间的相互关系，是切实提升超低排放综合效益的关键，但该问题目前尚未得到系统评估和全盘考虑。如，为实现NOx超低排放而增加一层催化剂，导致系统阻力、空气预热器阻力提高，SO2向SO3的转化率上升，气溶胶排放增加，导致氨逃逸增大、腐蚀及堵塞现象增加等，目前关于SO3及氨逃逸的环境影响尚无法精确评判。如前所述，燃煤电厂超低排放改造还会增加二氧化碳排放。此外，液氨、催化剂等原材料生产的全生命周期污染物排放也需系统测算和通盘考量。

经济性问题。新建机组由于不存在改造等过程，超低排放边际成本还可以接受;但现有机组超低排放改造的边际成本则非常高昂，甚至高于全社会平均水平1~2个数量级。由于超低排放改造成本高，所以国家给予一定补贴，但可能存在个别企业为了拿补贴而改造，而不是为了真正实现减排效果，要注意规避这方面的问题。