由于排煙循環流化床是屬于燃燒中進行脫硫脫硝，處理方法不同于組合法、電子束法、活性焦吸附法三種方法(燃燒后煙氣處理)，所以不列入經濟比較之內。

根據美國能源部(DOE)報告，一個500MW的火力發電廠，用濕法脫硫(FGD)其設備費用為175/kw，運行費用18mille/kWh;在其后，組合SCR法脫硝，設備費為125/kw，運行費為6.2mille/kWh(催化劑使用壽命按6年計算，若按4年壽命則為7.6mille/kWh，因此合計起來該組合法脫硫脫硝的設備費用為300/kw，運行費為24.2mille/kWh。

活性焦吸附法按300MW規模的火電廠煙氣脫硫脫硝一體化，其設備費用為175～225/kw，運行費用為10.8mille/kWh。

電子束法100MW規模的電廠，煙氣脫硫脫硝一體化，根據美國能源部報告的數據，設備費用是247/kw，運行費是21.6mille/kWh。根據日本資料報道，電子束法用于500MW規模的電廠，設備費是組合法的70%～80%，運行費是組合法的90%，由此計算，500MW規模的電廠，電子束法的設備費是210～240/kw，運行費是1.7mille/kWh，這個數值與美國能源部報告的數值是一致的。

經濟分析結果表明，活性焦吸附法的設備費用和運行費用都是最低的，需要的建設空間也小，所以活性焦吸附法在經濟上具有競爭力。

活性焦吸附法雖然開發歷史較短，但是進展速度非常快，日本在1981年開始進行了1000/Nm3h-1煙氣脫硫脫硝試驗，到1989年即在西德建立了32/萬Nm3h-1的電廠燃煤煙氣處理裝置，處理效果非常好。相比之下，電子束法盡管開發的歷史較早(1970年)，在技術上也有許多優點，但是由于大容量的電子加速器功率較大，耗電高，價格昂貴，建設燃煤電廠大型的實用規模的處理裝置比較困難，因此實際進展速度并不快。

活性焦吸附法脫硫脫硝有完整的工藝系統，最終可以得到高質量的副產品，隨著我國經濟的快速發展，對環境質量要求將愈來愈高，必將對二氧化硫、氮氧化物制定更加嚴格的排放標準，所以一方面可以滿足當前對SO2控制的要求，又要為控制NOx作技術準備。因此，這種技術即屬于超前性，又具有推動環境可持續發展的戰略意義。

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