電力企業節能減排成績的取得，是在克服一系列不利條件下取得的。

首先是國家對企業的部分要求與法律脫節且不一致。“十二五”規劃綱要、國務院節能減排綜合性工作方案、國務院節能減排規劃、國務院環保規劃、火電廠大氣污染物排放標準等對火電廠二氧化硫、氮氧化物的控制要求與大氣污染防治法不一致，且減排目標相互之間不完全一致。如以排放標準測算的電力二氧化硫排放總量要降低48.9%，氮氧化物降低68.8%，大大高于“節能減排規劃”對電力提出的分別降低16.3%和29%的要求。此外，減排措施要求也不完全一致，如排放標準所要求基本上不論是新建還是改造都要建設煙氣脫硫、脫硝設施；而“綱要”、“工作方案”及“環保規劃”區分了新建和現有、30萬千瓦及以上機組的不同要求，且“節能減排規劃”還區分了東部地區20萬千瓦及以上機組的不同要求，并明確了綜合脫硝效率要達到75%。

其次是不符合實際和“一刀切”式要求，使電力企業難以達到。如在“萬家企業節能低碳”行動實施過程中，地方政府“一刀切”地要求進入到“萬家企業”的電力企業“十二五”期間能耗都需下降15%（或更高），對于已經達到一流能耗水平的企業，已難有這么大幅度的下降空間。再如對火電廠大氣污染物排放控制的超嚴要求，已經背離了最佳可行技術路線，不僅對電力行業產生較大影響，而且過嚴要求的部分，其成本效益（包括經濟和環境效益）較低。相對于發達國家的排放標準，我國的排放標準未對部分情況作出彈性機制規定，如GGH的泄漏、低負荷時的脫硝裝置運行啟停機、設備故障、不可抗力等臨時性操作時，都可能出現不能滿足排放標準要求的情況。又如政府強制電力企業拆除煙氣旁路，既不科學又無謂增加過多的成本，也極大增加了電力系統的安全風險。

脫硝脫硫電價難以抵消增長成本也是一大難題。還有就是在技術選擇方面，部分火電廠二氧化硫和氮氧化物控制難以達到火電廠排放標準的要求。如低負荷下煙溫無法達到脫硝裝置正常運行要求，重點區域高硫煤電廠及煤質不穩定的電廠都無法連續穩定做到達標排放。