(一)2014年电力工业发展情况及电力供需情况分析
2014年，电力工业持续健康发展，装机总量及发电量进一步增长，非化石能源发电量比重首次超25%，火电发电量负增长，设备利用小时创新低。
2014年，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，全社会用电量增速放缓到3.8%，同比回落3.8个百分点，电力消费需求增速创1998年以来新低;三次产业和居民生活用电量增速全面回落，第三产业用电量增速明显领先于其他产业，其中信息业用电持续保持旺盛势头;四大重点用电行业增速均比上年回落，设备制造业用电保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。
(二)煤电清洁发展现状及问题
1、煤电清洁发展现状
(1)煤电结构进一步优化
2014年，火电结构进一步优化，技术水平进一步提高。高参数、大容量、高效环保型机组比例进一步提高。据中电联初步统计，截至2014年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到77.7%，比2013年提高近1.4个百分点;2005~2014年累计关停小火电机组预计超过0.95亿千瓦。
(2)供电煤耗持续下降
2013年全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗318克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时，比2005年下降了52克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。
(3)污染物减排能力进一步增强
烟尘控制方面。2014年，按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤电厂除尘设施进行了大范围改造，在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上，湿式电除尘器等开始在一些新建机组和改造机组上大规模应用。同时，通过优 化现有脱硫吸收塔内流场、改造湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。
二氧化硫控制方面。截至2014年底，统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施。
氮氧化物控制方面。截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占全国煤电装机容量的80%。
环保资金投入方面。2014年煤电企业脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。
(4)大气污染物排放总量大幅下降
随着现役机组达标改造完成，2014年电力大气污染物排放量大幅下降。电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量预计分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右，分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放量(2013年实现)、氮氧化物排放量(2014年实现)全面提前完成《节能减排“十二五”规划》规定的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标 (最终数据以环境保护部的公布为准)。
(5)节能减排管理水平稳步提高
一是将节能减排技术监督与管理贯穿于技术改造和电力生产全过程，对影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、调整和评价，力争使煤、电、油、汽、水等各方面的消耗达到最佳值。
二是加强运行管理。加强运行人员业务培训，提高业务水平，保证机组优化运行，提高设备可靠性。通过加强各项参数调整，优化辅机运行方式，加强对标等措施，保证机组在最佳状态运行。
三是积极推进节能减排综合升级改造工作。继续组织开展现役机组汽轮机通流改造等节能技术改造，能耗持续下降;
继续开展除尘、脱硫、脱硝提效改造，按国家要求开展取消旁路工作等。
在行业层面，中电联积极服务于电力行业节能减排工作，在规划、政策研究、提供统计咨询等方面发挥了积极作用。
(6)单位发电量二氧化碳排放量持续下降
以2005年为基准年，2006~2014年电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减排二氧化碳约60亿吨。2014年，电力行业单位发电量二氧化碳排放量比2005年减少约19%。
2、煤电清洁发展面临的问题
(1)煤电大气污染物减排边际成本增大
2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》;同年4月，环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造;9月12日，《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》印发，要求燃煤电厂达到燃机排放水平。
初步分析，目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为：烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米、氮氧化物100毫克/立方米。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上，是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高，即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下，比起特别排放限值规定，烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制边际成本过高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元。
低成本超低排放技术还需突破。采取的主要措施：
一是对已有技术和设备潜力进行挖掘、辅机改造、系统优化;
二是设备扩容，增加新设备;
三是研发采用创新性技术;
四是对煤质进行优化。
总体来看，采用设备扩容、增加新设备的方法较多，而采用创新性低费用的技术较少。面对超低排放改造新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。
(2)排放标准考核方法使企业违法风险增大
《火电厂大气污染物排放标准》没有明确火电厂大气污染物的达标考核的方式。实际考核中，有的地方政府按小时均值考核，也有按4小时均值，或日均值、或周均值考核的。
2014年3月，国家发展改革委、环境保护部印发了《燃煤发电机组环保电价与环保设施运行监管办法》，该文件变相明确了按照浓度小时均值判断是否达标排放，是否享受环保电价和接受处罚等。按小时均值考核要求远严于按日、月均值考核。
煤电机组受低负荷、环保设施临时故障、机组启停机等影响，都会导致污染物排放的临时性超标。按小时均值考核成为世界最严考核方式，企业的违法风险加大。
(3)煤电提效空间越来越小
受国家宏观经济及产业结构调整影响，煤电发展速度明显低于“十一五”及“十二五”初期，经过“十一五”以来大规模实施节能技术改造，现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小，继续提高效率空间有限。同时，伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，煤电调峰作用将显著增强，机组参与调峰越多，煤耗越高。通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。火电利用小时、负荷率将持续走低，也严重影响机组运行经济性。
煤电节能与减少排放矛盾日趋加大。受到技术发展制约，对于主要靠增加设备裕度、增加设备数量等来提高脱除效率，在去除污染物的同时，增加了能耗。
