水煤浆与燃煤、天然气、垃圾燃烧发电项目的比较

一、燃水煤浆项目
1、水煤浆燃烧技术是一项涉及多门学科的技术，它包括煤浆的制备、储运、装卸、燃烧等技术，它是20世纪70年代世界范围内出现石油危机的时候，人们在寻找以煤代油的过程中发展起来的石油替代燃烧技术。虽然我国经过20余年的攻关和开发，在水煤浆技术的各个领域都取得了长足的发展，但由于它作为一种特定的技术，其应用范围是有一定的限制。
2、水煤浆是一种煤基的液体燃料，一般是指由60－70%的煤粉小于200目（74um）的颗粒、40－29%的水和少量约1%的化学添加剂（分散剂：萘系磺酸盐，按煤量的0.3%添加和稳定剂：聚丙烯酸盐，按煤量的0.1%添加）组成的混合物。按每小时产75吨蒸汽（0.981MPa,315℃）需水煤浆8.13吨，制水煤浆需6.25吨5000大卡燃煤，燃煤费用需：6.25吨*850元=5312.5元。水煤浆的制备要消耗较多的电力和水，制备1t水煤浆耗电：60kW•h，按每小时产75吨蒸汽需耗电：水煤浆8.13吨*60 kW•h/吨*0.80元=390元。耗水：8.13吨*0.3吨*1.85元/吨=4.51元（其它费用按相同比较）。水煤浆电厂吨气成本比燃煤电厂高15%。
3、炉前搅拌设备耗电量高,制造浆价比煤价高出许多，电站锅炉使用煤粉与使用煤粉制备的水煤浆相比，燃料成本相差较大。以精煤850元/吨计，即使燃烧自备厂制造的水煤浆，其燃料费用相当于每吨增加80元，因此同煤粉燃烧相比，水煤浆经济上不占优势（即：比同规模燃煤电厂成本高的多，而现在中小型燃煤电厂均亏损）。
4、锅炉低负荷运行时,稳燃差,需投油运行，运行不稳定。
5、水煤浆焚烧实际是燃煤改性的燃煤流化喷雾燃烧方式,可替代燃烧重油（2吨水煤浆相当1吨重油）锅炉解决燃油成本较高的问题，但解决不了燃煤低碳排放及中小型燃煤电厂亏损问题。
6、比投资同规模燃煤发电厂、垃圾焚烧发电厂要高的多（如：福建省石狮清源水煤浆热电厂工程总投资3亿元，比同规模垃圾焚烧发电厂投资要高0.5亿元）。
7、解决不了城市生活垃圾科学、合理的处理方式。
8、水煤浆制备对煤的质量要求较高，需低灰、低硫、精煤，水煤浆替代粉煤燃烧是毫无经济价值的，只有替代油料才能体现出其效益；以现在美国、瑞典、俄罗斯、日本等国家为例，虽然这些国家水煤浆技术发展历史较早，而且技术成熟，但仍未得到大范围的推广。对于我国预计在燃料低碳排放结构调整后这一应用也将收到限制，不建议大规模推广。

二、天然气电站
1、国内建设天然气电站的投资造价一般在6325元/kw.h左右，如果以12MW机组为例计算，总投资为7590万元，投资少，燃烧清洁环保。
2、以发电标准燃煤单价850元/吨为例计算,12MW燃煤电厂燃料成本平均在0.37元/kW•h行业亏损。当前河南天然气工业价2.86元/m3,年利用小时3500小时所对应燃烧成本平均0.79元/kW•h，蒸汽热价成本平均235元/吨，造成整体亏损，使天然气发电项目则更易陷入困境，由此将引发较大的投资风险。
3、按照天然气电厂目前的效率计算，其运营成本大大高于火电。 虽然很环保，但在国家电力工业竞价上网的同时，至今没有制定出对燃气发电厂国家的经济补贴与政策,说明国家不鼓励上天然气发电厂项目。
4、天然气资源供应紧张而且价格高，不适合作为一种高效的发电能源被广泛利用，天然气发电机组一定要谨慎上项目。
5、天然气资源不可再生，按经济发展今后天然气价格越来越高，无法适应于发电厂项目（以河南为例：2006年工业用天然气1.2-1.6元/m3，2010年工业用天然气高达2.86元/m3）。

三、垃圾焚烧发电项目
1、国家强化垃圾发电产业政策。中央和地方政府要将垃圾发电产业纳入循环经济发展规划，在土地征用和资金方面给予大力支持，提高垃圾发电在垃圾处置中的地位和作用；对进入垃圾处理产业的企业进行资格认定和审查制度，明确准入条件、特许经营权的资质条件及其程序。
2、国家规范、完善了生活垃圾焚烧技术规范、政策。如：我国垃圾焚烧发电执行的是1999年出台的《城市生活垃圾焚烧污染控制标准》、《可再生能源法》，垃圾焚烧发电属于可再生能源发电项目，其电价应由政府定价，实行分类电价上网电价高出电网平均水平，电价部分实行用户分摊。落实垃圾处理补贴和电价优惠。
3、垃圾焚烧减容减量化程度高，减容90%，减重80%处理彻底，减少环境污染。在高温焚烧过程中，垃圾携带的大量病原体被消灭（对于医疗垃圾来说尤为关键），改善了城市的卫生环境。
4、垃圾焚烧的余热可产生蒸汽用于发电、供热，节约能源，资源回收利用效益可观，按发热值比较，我国每年产生的城市垃圾约相当于3000万吨标准煤，约为目前全国标煤年产量的2%，节约煤炭资源减少碳排放。实现了垃圾中化学能向高品位电能转化，变废为宝。