一、是超低排放对环境质量的改善有待进一步研究。随着超低排放的全面开展，有关霾和超低排放的关系成为一个热点话题。有研究指出，现有的燃煤电厂污染物排放水平已是世界最低之一，但超低排放对雾霾的治理作用很小。政府采取了一系列措施来控制大气污染物排放，但燃煤电厂措施甚少，超低排放作出的贡献几乎可以忽略。也有研究者分析了煤电超低排放的环境效益，指出超低排放对总量减排的贡献不大，对常规污染物地面浓度改善很小，但对PM2.5改善效果显著。总之，燃煤电厂实现超低排放后，对环境质量改善的作用还需进一步研究。
二、是超低改造与达标工程相比，环保效益明显低。很多超低排放工程的宣传都以大气污染物与目前标准的减少量为参照量，这会将公众引入误区。
三、是超低排放的相关标准、技术规程、监测手段尚需完善。首先，当前超低排放改造历程尚短，技术路线复杂多样，而技术规范、设计导则的编制往往是针对已经在行业内被公认的“最佳可行技术”，因此存在一定滞后性。其次，超低排放改造完成后，需要在运行中从降低成本、科学维护的角度出发，综合考虑不同机组的特点，不断进行摸索总结，才能最终形成设备的检修运行规范。再次，监测手段对超低排放的实施效果评价至关重要，而现有燃煤电厂烟气排放连续监测系统(CEMS)测量技术难以支撑实现超低排放后的烟尘排放监测。燃煤电厂机组受运行工况、负荷、煤质变化等因素影响，数据波动较大，部分电厂受改造条件限制，监测断面选取无法满足技术规范的要求。此外，湿度等因素对测量精度也会产生很大影响，这些影响因素会对CEMS监测数据的稳定性和准确性产生影响。监测能力不足成为有效评估超低排放成效的瓶颈，对工程管理和环保的监管都会产生不利影响。
四、是已完成的超低排放主要集中在东部区域，下阶段中西部的改造困难会更大。东部区域经济相对较为发达，电厂运营环境较好，加上煤质条件较好等客观因素，因此改造难度相对较小。相比较而言，中西部地区煤质条件较差，硫分高，灰分高，挥发分低，电量低，特别是云、贵、渝等地区尤为突出。烟气中SO2浓度甚至高达10000毫克/标立方米以上，W型火焰炉即便经过低氮燃烧改造后氮氧化物排放浓度依然很高，如果控制浓度在50毫克/标立方米时，锅炉尾部的液氨泄露和SO3排放会带来严重问题。
五、是超低新技术、新工艺、新设备应系统的分析、总结和评价。超低排放并非千篇一律，技术选择往往因煤制宜，因厂制宜，大部分超低排放改造不是一两项新技术就可以解决的，而是需要多项技术组合，各自发挥优势，如在脱硫吸收塔中使用单塔提效和高效除雾器组合协同脱除SO2和烟尘，这些新技术、新工艺、新设备应在设备设施运行可靠性、环保达标稳定性、煤质条件适应性等方面进行系统的分析、总结和评价。因此，在单环保设备的处理能力、稳定性和适应性，多环保设备的耦合匹配、协同处理等方面，应注重整体性、协调性的研究。
六、是超低改造之后带来一系列新的问题。首先是能耗增加。脱硝改造增加一层催化剂，脱硫改造增加喷淋层、托盘，或者进行双循环改造，除尘改造增加低温省煤器或者湿式静电除尘器等，这些改造均造成了系统能耗的增加，对于2020年实现“现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时”的目标将是一个更严峻的挑战。其次，是将接受更严格的环保监管。原来污染物达标排放情况下，环保设备在设计时一般都会留有一定的裕量，而超低排放改造后，环保设备的处理能力几乎没有裕量，而我国衡量火电厂排放浓度是否超标是以小时平均浓度为标准的，在此条件下，设备处理裕度低将会明显降低其稳定性和适应性，燃煤电厂的超标风险将会进一步增大。再次，是对锅炉尾部的不利影响，空预器堵塞风险更大。为实现氮氧化物超低排放达标，现阶段常用的改造方法是增加一层催化剂，增大喷氨量。相比原设计“2+1”的催化剂管理模式，备用层空间被占用后，催化剂的寿命管理将存在较高的难度。
