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但黄台电厂厂长冯春坦承，超低排放改造对于企业来说改造难度大、时间长、投资过高，并且供电单位成本增加较多，几乎挤占了发电企业目前薄弱的盈利空间。
此次调研的两个电厂，测算超低排放改造后的火电厂度电环保成本分别为2.7分和2.5分，按照我国目前的补贴政策，脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱。
由于前期投资较大，后续补贴落实较为滞后，冯春建议国家有关政策应该尽快配套：1、加强典型引领，给予试点企业一定的环保技改资金补助，建议额度为投资的20%;2、尽快配套出台烟气超低排放环保电价和热价的补贴政策，弥补发电企业增加的成本;3、经信委和电网在分配政府电量计划和日电量曲线时，应当优先满足超低排放机组发电，从而实现节能减排效果最大化，4、超低排放实现后脱硫、脱硝、除尘等效率已大幅提高，排放浓度大大低于达标排放标准限值，根据有关规定，对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的，减半征收排污费，希望能够尽快执行此文件精神。
技术创新需要再突破
正如中国电力企业联合会秘书长王志轩在《煤电近零排放不科学》中所提到的，“近零排放”技术并没有重大创新，主要是对已有技术和设备潜力(或者裕量)的挖掘、辅机的改造、系统优化、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。如，除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有广泛应用，但在电力行业，除了日本个别电厂采用之外，并不是普遍采用;二氧化硫控制采用的石灰石-石膏湿法脱硫主要是增加系统的裕度和复杂度，如原来脱硫吸收塔喷淋层为3层，现改为5层或者增加一个吸收塔;氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法，但是增加了催化剂用量。
此次调研的两个电厂，白杨河六、七号机组烟气超低排放技术改造主要是在原有湿式脱硫、低氮燃烧器+二层SCR脱硝、双室五电场除尘基础上，增加二级串塔脱硫提效、低氮燃烧器改造+四层SCR脱硝提效、以及加装湿式电除尘器装置。
黄台9号机组超低排放改造方案主要是对机组现有脱硫、脱硝和除尘设备进行提效改造，并增加脱硫二级吸收塔和湿式电除尘器等设备，使最终烟气排放指标达到或优于燃气机组标准。在原脱硫吸收塔后新建一座脱硫吸收塔作为二级塔，与原吸收塔形成串联布置，通过双塔双循环控制技术，使二氧化硫最终排放浓度小于35毫克/立方米;在对锅炉燃烧和低氮燃烧器优化的基础上，将原脱硝装置的两层催化剂拆除，更换为新催化剂，并加装第三层催化剂150立方米，使氮氧化物最终排放浓度小于50毫克/立方米;对机组原有电除尘装置进行提效改造，使烟尘最终排放浓度小于5毫克/立方米。
由此可见，超低排放改造将加大脱硝催化剂、除尘器、脱硫塔设备的需求。脱硝催化剂过去依赖国外进口或中外合资企业，但随着近年来市场需求增加，国内企业产能扩大，价格趋于稳定。
白杨河六号机组还承担国产新型无毒脱硝催化剂工业化试验情况，目前六号机组A/B两侧在原二层催化剂基础上，各增加了两层催化剂，形成四层催化剂装配，其中A侧四层为国产无毒催化剂，B侧二层为国产无毒催化剂，二层为东方凯特瑞催化剂，运行结果初步显示，国产新型无毒催化剂与东方凯特瑞(中外合资企业)催化剂各项性能指标基本一致。
在拥有脱硝催化剂生产能力的公司中，海亮股份、中电远达和山东天璨(京运通子公司)三家上市公司的产能规模均突破1万立方米，成长潜力同样可观。
此外除尘器是控制烟尘排放浓度的必要设备，煤电机组超低排改造浪潮中，除尘器市场需求也将随之增加。此次调研的两个电厂使用的均为湿式电除尘器装置，国内拥有电除尘器技术的上市公司有菲达环保、龙净环保等。
但业内人士表示，当前国内采用的湿电除尘技术，如果烟尘排放控制在10毫克/立方米以下，对于煤质、操作条件有较高要求，需要采用低硫、低灰、高热值煤种，在湿电除尘之前普遍采用低低温静电除尘器预除一部分三氧化硫，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毫克/立方米，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，专业人员的操作下，才能保证实现污染物近零排放。
有部分专家认为，煤电烟尘排放有限，治霾应加大对其他行业的中小锅炉改造，而不是一味对煤电行业加环保紧箍咒。
环保紧箍咒正在逐渐向钢铁、焦化、水泥等高耗能、高排放行业过渡，11月，七部委已联合发布了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》(下称《方案》)，规划到2018年，推广高效锅炉50万吨，淘汰落后燃煤锅炉40万吨，完成节能改造40万吨，提高燃煤工业锅炉运营效率6个百分点。
华能集团科环部主任赵毅表示，全国工业锅炉有40万台，未来火电厂燃煤锅炉节能减排改造技术可以移植到其他行业的工业锅炉改造，华能控股的西安热工研究院有限公司已经成立了西安西热锅炉环保工程有限公司，积极看好燃煤锅炉改造市场。
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