1.燃煤电厂的类型按燃烧方式分有：循环流化床(CFB)与煤粉炉(包括π型炉和塔式炉，W火焰炉)。CFB针对劣质煤，煤耗相对要差些。
按照排汽冷却方式分有：湿冷机组与空冷机组(包括直接空冷与间接空冷)。取决于厂址条件，湿冷机组的排汽背压通常为4.9~11.8千帕,南方也有6~11.8千帕;间接空冷通常约13~28千帕，直接空冷约15~35千帕左右。因此，不同类型的机组，以及同一机组在不同背压下煤耗相差很大。
按照电厂参数分有：亚临界，超临界，超超临界机组。亚临界(汽机主汽16.7兆帕/538摄氏度/538摄氏度)、超临界(24.2兆帕/566摄氏度/566摄氏度)的参数比较固定(少数超临界的参数略有不同)，超超临界再细分的话有普通超超临界(25~26.25兆帕/600摄氏度/600摄氏度)和先进超超临界或称高参数超超临界(28兆帕/600摄氏度/620摄氏度),中间过渡还有再热温度610摄氏度的。所以，尽管同为超超临界机组，煤耗也会有2克/千瓦时左右的差别。
按照再热次数分有：一次再热和二次再热(或称双再热)。如按二次再热31兆帕/600摄氏度/620摄氏度/620摄氏度的方案，二次再热超超临界与一次再热普通超超临界煤耗大致相差8~9克/千瓦时左右。据最新报道，国电泰州100万千瓦超超临界二次再热(汽机主参数31兆帕/600摄氏度/610摄氏度/610摄氏度)的性能试验结果为供电煤耗266.5克/千瓦时，这个数值优于大众的预测。
按热电用途分有：纯凝发电机组与供热机组。供热机组(热电联供)因为利用了低温热能，其煤耗会比纯凝机组好得多，可以轻易地做到200克/千瓦时以下。所以，两种不同的机组不宜直接进行比较。
2.厂用电率由前面的公式可知，供电煤耗与厂用电率密切相关。因此，电厂会想尽办法降低厂用电率，从而有效降低煤耗。根据中电联2014年度火电机组能效水平对标与竞赛的统计数据(属于电厂自报)，100万千瓦级超超临界纯凝湿冷机组平均厂用电率为4.08%，排名前20%为2.99%;100万千瓦级超超临界直接空冷机组平均厂用电率为5.33%;60万千瓦级超超临界湿冷机组平均厂用电率为4.24%，排名前20%为3.44%;60万千瓦级超临界湿冷机组平均厂用电率为4.66%，排名前20%为3.87%;60万千瓦级超临界空冷机组平均厂用电率6.7%，前20%为4.74%。有的专家认为，3%的厂用电率属于非常好的水平，没有特别措施难以达到。
厂用电的统计口径在各电厂可能略有不同，例如公用系统厂用电如何分摊，新、老机组对卸煤及煤场输煤用电的分摊，脱硫脱硝的用电是否计入等等，存在一定的不确定性。
3.影响煤耗变化的主要因素影响一台运行机组煤耗的因素不少，这里讲两个主要的因素。
季节变化：主要是环境温度变化引起排汽背压的变化，使得汽轮机热耗变化。所以，无论湿冷还是空冷机组，夏季和冬季工况的煤耗相差挺大。例如，100万千瓦超超临界电厂的煤耗，高低背压工况下可能相差17克/千瓦时(湿冷机组)、26克/千瓦时(空冷机组)。
负荷率变化：负荷率变化对锅炉效率的影响相对较小。例如，100万千瓦普通超超临界烟煤锅炉效率，100%负荷时为93.9%，75%负荷时为94.9%，50%负荷时为95.5%，即部分负荷甚至比满负荷状态还稍好。
主要的影响在于汽机热耗。例如，100万千瓦普通超超临界汽机热耗设计值，100%汽机验收工况(THA)时约为7370千焦/千瓦时，75%THA时为7500千焦/千瓦时,50%THA时为7820千焦/千瓦时，40%THA时为8110千焦/千瓦时。以汽机热耗的划分大致是负荷降到75%时，超超临界机组成了超临界机组，50%负荷时成了亚临界机组。
根据各种机组供电煤耗与负荷的关系曲线，可以清楚地知道负荷率对煤耗的影响是很大的。例如，早期100万千瓦普通超超临界湿冷机组，100%负荷时的设计供电煤耗大约为283克/千瓦时，70%负荷时约为291克/千瓦时，60%时约为296克/千瓦时，50%时约为305克/千瓦时。
当然，超超临界机组滑压运行到超临界及亚临界区域，因为其温度较高且温度对汽机热耗的影响也比较大，部分负荷性能也比设计参数为超临界及亚临界的机组好一些。
目前，煤电机组的年利用小时数普遍下降，创历史低位。如果按照4500小时估算，全年机组平均负荷利用率为51%左右。因此，今年煤电机组煤耗年平均值也不容乐观。尤其在低负荷率和高环境温度(高背压)的时段，煤耗受双重影响，会普遍偏高。即便是上海外三电厂，在夏天和低负荷率时，也有短期供电煤耗上升到300克/千瓦时的时候，这是符合客观规律的，也是事实求是的。
