4．新增的资金成本怎么消化？
因长时间煤价持续上涨而煤电联动不能及时到位，火电企业已大面积亏损，生产经营困难，有些企业甚至有资金链断裂的危险，排放标准提高所需的大量资金和成本难以消化。
初步估算，要满足新标准要求，现役机组中分别有94％、80％和90％的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用约2000亿元~2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组约3.3亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900亿元~1100亿元，折算电价应增加0.02~0.025元/千瓦时(不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价)。
我国脱硫机组容量已逾5亿千瓦，其中90％以上是近5年建成投产的。这些脱硫装置均按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计，脱硫装置使用寿命基本与机组同步。
近年来，受电煤质量变差、含硫量普遍升高的影响，电力企业已消耗巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。由于排放限值大幅加严，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组脱硫改造，部分设施甚至要推倒重建，火电企业资金压力巨大。
5．运行效率不高怎么办？
根据“十一五”期间的调研和普查，不少电厂环保设施运行状况不够理想，与设计要求尚有差距，其环保功能未得到充分发挥。
以脱硫设施为例，根据《2010年环境统计年报》，2010年纳入重点调查统计范围的电力企业2386家，共安装了3266套脱硫设施，二氧化硫去除率为69.5％。可见，我国燃煤电厂2010年平均脱硫效率并不乐观，很多电厂全年综合脱硫效率较低。
脱硫设施普遍存在运行管理水平低、管理状态混乱、技术消化不良、设备维护不到位、技术监督不到位、对机组复杂工况适应性差、GGH腐蚀堵塞严重、故障率高、较严重的旁路运行等问题、难以实现长期、稳定、可靠运行，使二氧化硫减排效果大打折扣。
建议
1．2020年火电占比下降到60％左右
为了实现2020年我国非化石能源比例达到15％的目标，必须加大经济结构和能源结构调整力度，在此目标下，要加大电力结构调整的力度和进度。要以国家电力政策为纲领，以环保“十二五”规划为指导，科学发展火电，加强发展清洁高效、大容量煤电机组，加快新能源开发，推进传统能源清洁高效利用，在保护生态的前提下积极发展水电，在确保安全的基础上高效发展核电。
当然，随着国家节能减排力度不断加大，电力行业节能减排空间越来越小，难度越来越大，成本越来越高。尤其是从电力行业的发电、输电等单纯环节来看，都在不断向节能减排的“极限”靠近。但从系统优化来看，如电源电网协调发展、电网优化配置、能源资源设备负荷率、开展污染物联合控制等，电力节能减排工作仍然艰巨。
从电力发展与电力结构优化的角度，建议到2015年，我国电力结构中，火电占比由2010年底的73.44％下降到66％左右，到2020年火电占比进一步下降到60％左右。
2．行业环保管理不能“瘸腿”
如何将电力环保工作与其他行业环保工作进行科学整合，是“十一五”没有解决的问题。“十一五”时期，我国在重点行业大气污染物控制方面显得略有失衡，电力行业得到了强有力的重视，但其余高耗能行业在污染物控制、总量控制等方面没有得到足够重视与对待。
如何才能从国家层面，确保“十二五”期间在行业环保管理中不出现或少出现“瘸腿”现象？如何从环境政策和环境管理角度，保证“十二五”期间的环保管理工作目标以“质量管理”为核心？只有这两个问题得到解决，我国的环境问题才会得到彻底解决。
3．提前考虑细颗粒物等环保问题
随着我国区域性大气问题日趋明显，如何控制细颗粒物成为焦点。在这样的背景下，火电行业细颗粒物和汞的控制工作将会在“十二五”期间进一步得到重视。
对此，笔者从环境评估的角度建议，在重点地区应进一步调整、优化、完善相关产业政策及行业准入。比如，对建设项目应重点开展一次污染物(包括PM2.5前体物，如颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等)的环境影响评价工作，从污染源头上控制PM2.5的产生，应尽早提出细颗粒物的准入要求；尽早提出汞的环评要求，“十二五”期间，针对我国燃煤电厂汞排放控制，建议开展相关研究工作，并建立汞脱除技术的示范性工程。
同时，要控制PM2.5区域性污染问题，还要通过战略与规划环评，结合区域PM2.5的迁移转化规律合理布局污染源和控制污染源排放强度。建议从战略与规划环境影响评价的区域层次，对PM2.5及其他二次污染物进行控制。
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