生物质掺烧需要大量生物质燃料，但目前我国农业（农业行业分析报告）秸秆等资源有限，难以满足大规模煤电掺烧需求。即使通过发展超级能源植物等方式增加生物质燃料供应量，也需较长时间建立完整产业链。相当长时期内，在我国火电厂掺烧生物质强劲需求下，生物质燃料供求都将面临“僧多粥少”的局面。此外，生物质燃料价格较高，对高能耗电厂来说，成本负担较重。
绿氨掺烧则面临价格高、运输安全以及数量有限等问题。在我国大多数地区，目前绿氨很难与生物质燃料竞争。在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地区，新能源资源富集，生物质资源匮乏，绿氨掺烧具备一定可行性，但其全流程经济性和运行风险仍需进行深入分析和评估。CCUS一般需要增加20%甚至更多的能耗，且封存成本甚至可能超过煤价本身。此外，每年发电用煤的二氧化碳排放量巨大，如何将这些二氧化碳封存到地下，是一个难以想象的任务。在利用方面，我国工业及民用二氧化碳消耗量非常有限，相对全国煤电碳排放量而言是杯水车薪。
面对现阶段外部低碳化改造路线的局限性，煤电行业仍需从内部挖潜，通过“内修”实现低碳化发展。实践证明，煤电机组通过大幅提效和深度调峰等技术改造，能够显著降低单位煤耗，从而减少碳排放，降低燃料成本并增加深调收入，从而为下一步全面推广应用可再生燃料和CCUS创造良好基础条件。
以盘山电厂为例，该厂通过延寿升级改造，使机组供电煤耗降低了14%，供热能力提高了两倍以上，实现了经济效益、社会效益和环境效益的有机结合。再如华润徐州电厂，通过综合升级改造，使亚临界机组达到了超超临界机组能效水平，并具备长期深度调峰能力。
为推动煤炭清洁高效利用，我国高度重视煤电节能降耗改造工作，全国平均供电煤耗持续下降。从技术角度看，通过内部技术升级降低煤电机组煤耗仍有较大空间，不容忽视。单就煤耗最高的亚临界机组而言，其规模约占煤电总装机容量的三分之一。若能通过技术改造大幅提升其运行效率，将有效缓解煤电行业低碳化改造压力。