作为毕生从事电力行业环境保护的科技工作者，笔者见证了中国电力行业环保取得的巨大成绩。尤其是环保技术方面，从静电除尘器、脱硫、脱硝等初完全靠引进，到后来的消化吸收，以及目前依靠自主创新取得了重大技术突破的超低排放。在国家大力推行超低排放、电力企业正在进行大规模超低排放改造时期，有专家学者提出了质疑观点，如煤质特殊要求、单位减排成本不合理、技术简单罗列、增加社会负担等。
笔者希望专家学者到电力企业实地考察，以数据为依据，客观公正地发表意见。
我国的煤电技术已经达到世界先进水平，但如果烟气处理系统环保指标达不到世界先进水平，净水，就不名副其实。
发电系统和烟气处理系统都是发电系统的组成部分，如果发电三大主机是“三雄”，净水，而环保三大设施是“三矬”，就不能理直气壮地宣告我国的煤电是世界一流。在我国煤电大规模走向世界的时候，超低排放显得格外重要。
坦诚地讲，我国用10年时间将燃煤电厂安装脱硫设施率由14%提高到99%以上，并基本上实现无烟气旁路运行;用5年的时间安装将脱硝设施率由12%提高到92%，取得了世界环保史举世瞩目的成绩。
可是，由于规模大、建设速度快，也难免遗留一些急需解决的问题。如烟尘超标、脱硫容量不足、低负荷脱硝退出、石膏雨、三氧化硫出现、氨逃逸和汞排放等。实施超低排放改造不仅是控制二氧化硫、氮氧化物、烟尘3种常规污染物的需求，也为解决这些问题提出的一揽子解决方案，以实现多污染物协同减排。
对于降低单一污染物减排成本等问题可以引起学术上的探讨。在同时减排多种污染物时，用单因子减排成本来表征多因子的方法论评价超低排放有失偏颇。
对于降低单一污染物减排成本等问题可以引起学术上的探讨，如二氧化硫从2000毫克/立方米到200毫克/立方米，以及从200毫克/立方米到35毫克/立方米，减排1吨二氧化硫的成本后者远高于前者。
但笔者认为，在同时减排多种污染物时，用单因子减排成本来表征多因子的方法论评价超低排放有失偏颇。更何况，国家1.5分/kwh的加价政策是针对二氧化硫从2000毫克/立方米到200毫克/立方米的减排。而1.0分/kwh的加价政策是针对多种污染物减排。如果针对二氧化硫从200毫克/立方米到35毫克/立方米的减排，也要把1.0分/kwh中有多少用于脱硫的升级改造的百分比搞清楚。
在国家、地方、企业等各方力量的推动下，超低排放技术及工程应用得到了迅猛发展。
◇2011年7月，环境保护部颁布了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，此标准首次规定了燃气轮机组与燃气发电锅炉大气污染物排放限值。
◇2012年9月，供水，上海漕泾电厂提出燃煤机组满足燃气轮机组的排放标准，能否扩建两台百万千瓦燃煤机组，并在现有百万千瓦机组上进行了有益探索。
◇与此同时，国内柔性电极湿式电除尘工程在湖南益阳电厂30万千瓦机组上实施，并获得重大成功。
◇2014年6月，浙能集团嘉华电厂百万千瓦燃煤机组超低排放改造工程、神华舟山电厂新建35万千瓦机组超低排放工程顺利投运。
◇此后，在国家、地方、企业等各方力量的推动下，超低排放技术及工程应用得到了迅猛发展。
目前，超低排放工程在从65吨/小时到3000吨/小时的燃煤锅炉上均有应用。截至2015年10月，全国投运的超低排放机组总容量超过8000万千瓦。
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