对于“超低排放”，目前国内外尚无普遍认可的定义。部分政府部门文件将GB13223—2011中的天然气燃机排放限值直接作为“超低排放”标准，即烟气中的烟尘、SO2、NOx排放浓度分别小于或等于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3;有的文件将烟尘排放限值由5mg/m3改为10mg/m3。比较GB13223—2011中针对燃煤锅炉设定的烟尘、SO2、NOx特别排放限值要求(20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3)，显然“超低排放”要求严。但在该标准中，天然气燃机与燃煤锅炉排放限值对应的烟气氧含量分别为15%、6%，只有将烟气氧含量折算到相同条件时才可直接比较。当折算到相同氧含量条件时，天然气燃机排放限值实际上是其原本限值的2.5倍，即除烟尘排放要求为12.5mg/m3外，SO2、NOx的排放限值比燃煤排放限值还宽。虽然有的文件对“超低排放”限值增加了按6%含氧量折算的要求，但并未经过充分论证。事实上，由于天然气燃机技术条件及《天然气》(GB17820—2012)中对天然气颗粒物及硫含量都有明确规定，且天然气燃机并不装设除尘及脱硫装置，因此，针对天然气燃机烟尘及SO2的排放限值设定无实际意义，如欧盟排放标准中就没有限值规定。

一些宣称实现“超低排放”的机组，一般是以通过168小时连续运行的验收效果(或试运行)来作为证明。但是，168小时对于认定“超低排放”新技术与新设备是否成熟，其时间长度远远不够。将168小时的连续运行时间作为电力工程移交生产的验收是可行的，因为该时间针对的是成熟可靠的技术、设备和设计、建造规范等。如果是创新的“超低排放”工艺技术及设备，则要根据创新的特点，确定有针对性的考核验收时间和专门的验收规范。如湿式电除尘器的腐蚀、脱硝催化剂的失效、脱硝除尘脱硫单个设备改造对其他设备的影响、煤种及负荷变动对整体系统的影响，还有能耗增加、二次污染产生等问题，都需要一年甚至更长的时间及特别的验收条件才能判定优劣。

GB13223—2011中提出的特别排放限值已经很严格，企业要在设计、设备选型以及运行条件上都留有一定的裕度才可能确保稳定达标。尤其是在我国按小时取样时间来考核是否达标的情况下，留有充分的裕度更是非常必要的。具体留出裕度的大小，与电厂的主体设备、机组负荷变动、燃料及原料稳定性、运行维护水平、自动监测系统运行等都有很大关系。对于烟尘排放要稳定达到特别排放限值20mg/m3的要求，设计上留出5～10mg/m3裕度，运行上再考虑5mg/m3左右的裕度也是正常的。从现实来看，为确保达标运行，很多电厂实际运行数据远低于排放标准限值要求。

近几年，煤炭产能过剩为部分电厂通过改善煤质达到更低排放要求提供了基础条件。例如，某电厂原设计中采用的燃煤硫分在1%以上，近一年来实际燃煤硫分为0.6%，即使脱硫装置不进行改动也可实现35mg/m3的“超低排放”要求。这种情况在国际上也具有普遍性，如日本对重点地区燃煤装置设定的烟尘排放限值为50mg/m3，但电厂在实际运行中的排放浓度远小于此值。

因此，一些企业开展了大量技术创新、设备改造(增设)和运行优化工作，本质上也是为确保电厂稳定达标留有正常裕度，当浓度限值越严时，稳定达标越难，留有的相对裕度就应越大。