首先是国家对企业的部分要求与法律脱节且不一致。“十二五”规划纲要、国务院节能减排综合性工作方案、国务院节能减排规划、国务院环保规划、火电厂大气污染物排放标准等对火电厂二氧化硫、氮氧化物的控制要求与大气污染防治法不一致，且减排目标相互之间不完全一致。如以排放标准测算的电力二氧化硫排放总量要降低48.9%，氮氧化物降低68.8%，大大高于“节能减排规划”对电力提出的分别降低16.3%和29%的要求。此外，减排措施要求也不完全一致，如排放标准所要求基本上不论是新建还是改造都要建设烟气脱硫、脱硝设施；而“纲要”、“工作方案”及“环保规划”区分了新建和现有、30万千瓦及以上机组的不同要求，且“节能减排规划”还区分了东部地区20万千瓦及以上机组的不同要求，并明确了综合脱硝效率要达到75%。
其次是不符合实际和“一刀切”式要求，使电力企业难以达到。如在“万家企业节能低碳”行动实施过程中，地方政府“一刀切”地要求进入到“万家企业”的电力企业“十二五”期间能耗都需下降15%（或更高），对于已经达到一流能耗水平的企业，已难有这么大幅度的下降空间。再如对火电厂大气污染物排放控制的超严要求，已经背离了最佳可行技术路线，不仅对电力行业产生较大影响，而且过严要求的部分，其成本效益（包括经济和环境效益）较低。相对于发达国家的排放标准，我国的排放标准未对部分情况作出弹性机制规定，如GGH的泄漏、低负荷时的脱硝装置运行启停机、设备故障、不可抗力等临时性操作时，都可能出现不能满足排放标准要求的情况。又如政府强制电力企业拆除烟气旁路，既不科学又无谓增加过多的成本，也极大增加了电力系统的安全风险。
脱硝脱硫电价难以抵消增长成本也是一大难题。还有就是在技术选择方面，部分火电厂二氧化硫和氮氧化物控制难以达到火电厂排放标准的要求。如低负荷下烟温无法达到脱硝装置正常运行要求，重点区域高硫煤电厂及煤质不稳定的电厂都无法连续稳定做到达标排放。
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