煤電超低排放的經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在投資、單位發(fā)電量的成本增加、單位污染物控制成本增加等方面，由于機組間的差異較大，因此，選取超低排放電價(單位發(fā)電量增加的成本)以及邊際成本(單位污染物控制增加的成本)進行論述。

按照我們對典型項目的測算(按20年運行周期)，在現(xiàn)有環(huán)保電價的基礎上，要實現(xiàn)超低排放要求，典型的300MW級機組將增加1.47分/kWh;600MW等級機組增加1.08分/kWh;1000MW等級機組增加0.82分/kWh 。從2016年1月1日起，雖然將給予現(xiàn)有機組1分/kWh的超低電價補貼，但由于補償標準將逐年降低，且隨著電力體制改革的不斷深入，煤電機組市場電量的比重也將逐步提高(環(huán)保電價補償?shù)谋壤龑⑾陆?，因此，從長遠看不斷提高的環(huán)保成本最終要由企業(yè)自身承擔。

按照測算，煤電大氣污染物從達標排放到超低排放少排放的污染物的控制成本將大幅度提高，如二氧化硫超低排放削減增量的成本是改造前成本的近20倍，濕式電除塵器煙塵控制成本是前端除塵器控制成本的千倍;增量成本遠高于全社會平均治理成本(按制定排污收費標準時測算的全社會平均成本，二氧化硫、氮氧化物約為1.26元/kg)，高于北京(排污費為10元/kg)、天津(二氧化硫排污費為6.3元/kg，氮氧化物為8.5元/kg)等省市的治理成本。