目前中国火电行业大气污染物控制处于超低排放阶段，燃煤电厂大气污染防治技术处于国际领先水平，出烟尘、SO2、NOx三大常规污染物排放浓度实现了燃煤发电与燃气发电基本同等清洁。尽管如此，中国火电环保在CO2控制、常规大气污染物进一步减排、湿法脱硫对生态环境的影响、危险废物废弃脱硝催化剂的处置、非常规污染物的控制、烟气治理设施的运行优化等方面任然面临诸多挑战。
一、烟气治理技术发展应用及减排效果
1.除尘技术发展与应用
电力工业原先普遍应用的旋风除尘器、文丘里水膜除尘器等，因其除尘效率低，无法达到排放标准而遭到淘汰，取而代之的是高效电除尘器。这种机器的除尘效率更高，从而能够更好地满足我国排放限值的要求。目前，中国火电行业除尘技术已形成了以高效电除尘器、电袋复合除尘器和袋式除尘器为主的格局，安装袋式或复合除尘器的机组比重有所提高。
2.脱硫技术发展与应用
现如今我国各个机组对脱硫的重视，最为常见的脱硫技术为石灰石-石膏湿法。中国SO2排放限值进一步趋严，严于美、欧等发达国家和地区，成为世界最严的标准，该阶段火电行业通过进一步提高脱硫技术水平和运行管理水平，从而提高综合脱硫效率。
3.低氮燃烧与脱硝技术的发展与应用
随着政策的推行，我国燃煤发电锅炉低氮燃烧技术得到普及，成为燃煤电厂NOx控制的首选技术，现行的先进低氮燃烧技术NOx减排率可达50%～60%。目前，中国火电行业脱硝技术已形成了煤粉炉以低氮燃烧+SCR烟气脱硝技术为主，循环硫化床锅炉以低氮燃烧+SNCR技术为主的格局。
4.火电行业大气污染物减排效果
（1）烟尘
2006年之前随着火电发电量增加，火电行业烟尘排放量呈缓慢增长趋势，2006年达到峰值约370万t；随着政策的推行，火电行业烟尘排放量开始逐年下降，2016年中国火电行业烟尘排放量约35万t不足2006年峰值的10%。
（2）SO2
2006年之前随着火电发电量增加，火电行业SO2排放量呈缓慢增长趋势，2006年达到峰值约1320万t；随着政策的推行，火电行业SO2排放量开始逐年下降，2016年中国火电行业SO2排放量约170万t，仅占2006年峰值的13%。
（3）NOx
2011年之前随着火电发电量增加，火电行业NOx排放量明显增加，2011年达到峰值约1107万t；随着政策的拖行，火电行业NOx排放量开始逐年下降，2016年中国火电行业NOx排放量约155万t，仅占2011年峰值的14%。
二、火电大气污染面临的挑战
1.温室气体排放量巨大
燃煤发电机组单位发电产生的CO2排放量0.76～0.92g/（kW•h），而燃气发电单位发电量产生的CO2排放量仅占燃煤发电的45%～66%。中国燃煤发电量占活力发电量的93%，产生的温室气体排放量巨大。因此，中国需要进一步降低供电煤耗，同时大力发展可再生能源，此外，也需在CO2贮存和利用方面开展研究与示范。
2.环境改善减少污染物的产生
尽管全国环境空气质量在2017年得到改善，但还是远低于美国、德国等发达国家。目前，3.湿法脱硫对生态环境的影响
我国烟气脱硝方式以石灰石-石膏湿法为主，石灰石开采对生态环境会产生一定的负面影响。石灰石-石膏湿法的脱硫副产物石膏的利用率随着建筑业的萎缩在逐渐减少，废弃石膏的堆存处置也会对生态环境产生一定的负面影响。
4.废弃脱硫催化剂危险废物处置难
中国火电行业烟气脱硝方法以SCR为主，据统计，2016年火电行业采用SCR的装机容量占比95%以上，由此产生大量的废弃脱硝催化剂，属于危险废物，如何处理与处置废弃脱硝催化剂是火电行业面临的重大挑战。应积极开发废弃脱硝催化剂的回收及其资源化利用技术的研发。
5.非常规污染物的控制需要新的技术突破
随着人们对环境空气质量要求的不断提高，不仅要控制好燃煤电厂烟气中的常规污染物，而且需要控制Hg及其化合物等重金属、SO3等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等，以及环境敏感地区、严重缺水地区湿烟气中气态水的回收利用（同时可消除“白色烟羽”）。需要研发非常规污染物控制技术并进行工程示范。
中国火电厂大气污染物排放标准经历了多个不同阶段，日益严格的排放限值不断推动治理技术的进步，目前的烟气治理水平已领先世界，实现了燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。但中国火电大气污染仍然面临诸多挑战，需要在相关领域加强技术研发与工程示范。
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