以往火电脱硫只关注二氧化硫脱除率，未考虑到三氧化硫排放后会直接生成气溶胶。
　　我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间，大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献，但“萝卜快了不洗泥”，加之恶性竞争、工程质量参差不齐，留下了很多隐患。
　　2012年8月，国务院印发的《减排“十二五”规划》中提出，“十一五”时期，全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦，占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中，所罗列的减排重点工程之一，就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m3，若要满足50 mg/m3的排放要求，几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来，或者采用双塔结构，不仅工程量大，而且技术难度高。一直以来，我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。我国早期的湿法脱硫装置严格按照国外技术的规范，均安装了脱硫烟气再热装置——GGH，其作用是将脱硫后50摄氏度的脱硫烟气，与经电除尘器净化后未脱硫的高温烟气进行热交换，将脱硫后烟气加热到80摄氏度左右排放，以提升烟气排放的抬升高度，降低烟气中未净化污染物的落地浓度。
　　但由于电力企业对脱硫前电除尘器的维护不够重视，加之电除尘器选型偏紧，甚至偏小，遇到煤种变化或建设、运行维护不当，电除尘器效率大幅下降，造成GGH装置堵塞、结垢严重，导致脱硫装置运转率大幅度下降。当时考虑到GGH的作用仅是抬升烟气高度，对脱硫效率没有影响，取消GGH的建议被采纳。
　　只要循环流化床半干法脱硫系统能够稳定、连续、可靠运行，其脱硫效率能够得到专家组的认可。循环流化床半干法技术除尘没问题，但脱硫效果有待验证;湿法技术脱硫效果好，但烟尘控制难度较大，而且会带来设备腐蚀和废水处理等方面的难题。根据环境保护部2011年12月发布的《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》，烟气循环流化床、炉内喷钙炉外活化增湿、喷雾干燥等(半)干法烟气脱硫工艺，在安装脱硫剂自动投加和计量系统、DCS能反映出脱硫系统运行实际情况时，根据在线监测烟气出口与入口二氧化硫平均浓度确定综合脱硫效率，综合脱硫效率原则上不超过80%。这样的脱硫效率认定，让背负减排压力的电力企业增加了对循环流化床技术的顾虑。
　　炉内脱硫使用石灰石煅烧生产生石灰进行脱硫，大量未反应的生石灰随飞灰进入布袋除尘器，通过布袋进行除尘收集。而湿法脱硫采用先除尘再脱硫的技术路线，因此无法对其进行再利用，只能随灰排至灰库导致浪费。而半干法脱硫采取先脱硫后除尘的技术路线，可以对炉内脱硫过剩的氧化钙进行再循环利用，降低生石灰消耗量。
　　与湿法脱硫主要依靠喷淋层的数量来调节脱硫效率不同，新型流化床反应器主要通过颗粒密度来调节脱硫效率，也就是通过加入吸收剂，就能调节脱硫效率，适应煤种变化。同时，这一工艺能够协同脱除三氧化硫，避免了硫酸雾排放直接形成二次pm2.5，进而抵消二氧化硫减排的成效。
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