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11、 即使是理想状态，湿电除尘器能够达到5 mg/Nm3，一台1000MW机组的湿电除尘器每小时减排的粉尘量也仅有450公斤。不考虑极板极线的更新和人员维护费用(受设备质量影响，各厂差异较大)，仅正常的设备折旧，水电耗，NaOH费用,每小时合计超过1500元。相比减排效果，湿电除尘器的运行成本过高。
12、 第二类湿式电除雾技术最初用于气体净化，而非烟尘处理，其所宣传的“不需喷水，极板上的液滴可靠自重滑落”也是在气体净化时具备的优势，在处理含尘烟气时能否实现，值得思考。其前期项目极板布置多采用蜂巢结构，后期运行堵塞问题较严重，个别项目外壳腐蚀严重，该技术路线尚未定型，是否能适用于燃煤湿烟气工况，还需时间检验。
13、 当前国内应用湿电除尘技术成功的一些电厂，他们所完成的项目通常采用低硫(要求低于1.2%)、低灰(要求低于20%)、高热值煤种，在湿电除尘器之前普遍采用低低温静电除尘器预除一部分SO3，湿法脱硫内通过除雾器提效，保证湿电除尘器入口烟尘浓度低于18 mg/Nm3，湿电部件基本采用日本原装进口，在先进的协同控制理念指导下，运行调试人员专业尽责、精细管理，来保证实现多污染物近零排放，而非湿电除尘设备厂家所称的“无论煤质如何，原有烟气治理设备不改动，依靠增加湿电除尘器就能实现近零排放(严格说应该是超低排放)”。简单说：湿式电除尘器并非实现超低排放的充分条件。
14、当前很多燃煤电厂不设湿电除尘器，也已实现粉尘的超低排放，且投运时间，设备稳定性，运行经济性，煤种适用性皆超过湿式电除尘器。
例如2010年完成的广东湛江电厂2号机组除尘器改造项目，选用分室反吹袋式除尘技术改造其静电除尘器。至今设备运行良好，高效低阻无破袋，除尘器出口尘浓度保持在5-10 mg/Nm3左右，远低于当前环保部要求的20 mg/Nm3的重点区域尘排放限制，经湿法脱硫后烟囱出口尘浓度在1.5-5 mg/Nm3左右，且因其脱硫系统上了GGH，常年无石膏雨问题，更好的实现了近零排放。
图三、湛江电厂外观图
另有一些成功的大型湿电除尘器项目，测试发现其一级除尘器出口在12 mg/Nm3，经脱硫后，烟尘浓度可降到6 mg/Nm3左右，经湿电后进一步降到2 mg/Nm3以下。
15、 中电联王志轩秘书长认为：“根据我国依法治国的要求和《立法法》、《行政许可法》及《环境保护法》等法律规定，若要推进“超低”排放，就应当使“超低”排放限值由法律规定，治污方法由企业自主决定，排放是否达标由政府依法监管，而且三者要相辅相成。”
是否采用湿电除尘器，其选择权还应在企业手中。
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