从上大压小到“火电厂大气污染排放标准”，再到重点控制区将执行的“大气污染物特别排放限值”，出台了愈来愈严厉的产业政策和环保标准。
　　在最严标准的“高压”之下，企业达标并不容易，火电厂在节能减排上面临着多重困难，其中资金问题是最大题。
　　除了购买设备、相关设施改造的一次性投入以及设备升级改造以后，相应的配套设施都需要进行增容改造，厂用电、煤耗都将增加，运行成本会大幅提升。
　　“脱硝补贴8厘钱/千瓦时肯定是不够。”不少业内人士表示，一般30万机组的脱硝成本要在1.2分~1.5分/千瓦时左右，成本补偿缺口最高达到0.7分/千瓦时。加装烟气脱硝装置后，厂用电平均增加约0.2个百分点，相应的材料、人工成本也会增加，目前8厘/千瓦时的脱硝电价难以弥补成本。
　　高压之下，过去的两年时间里，燃煤电厂的脱硫脱硝改造工作如火如荼地展开。到2013年底，烟气脱硝机组占全国现役火电机组容量上升到一半左右。2013年，仅五大发电央企完成脱硫脱硝改造工程的机组就接近500台。
　　市场的微妙之处在于，一个行业的巨大压力和挑战，却能成就另一个行业的崛起。
　　据环保专家测算，仅脱硝改造一项而言，按照每千瓦100—120元的造价，就有超过800亿的市场容量。如此庞大的市场待分食，一时间国内成立数百家的脱硫脱硝公司。作为被改造主体的五大发电集团也竞相成立相关服务公司，并很快完成了从设备生产、设计、施工建设到运营管理的全产业链布局。
　　FID对监测数据测算：2014年火电改造任务约2.8亿千瓦，电力行业在2014年提前完成“十二五”电力行业减排任务。
　　《节能减排“十二五”规划》：到2015年国内已运行和新建火电机组全部安装烟气脱硝设施。新版《火电厂大气污染物排放标准》：截至2014年7月，火电厂脱硝设备基本要改造完毕。