锅炉发电的单日发电量并非固定数值，核心取决于配套发电机组的额定装机容量、锅炉运行负荷率、设备运维状态及能源利用效率，行业内通常以装机容量为核心基准结合实际运行参数测算。常规火力发电机组中，锅炉与汽轮发电机为一一匹配的核心生产单元，锅炉产出的高温高压蒸汽推动汽轮机做功，最终带动发电机产生电能，整套系统的能量转换效率直接决定最终发电量。
以常见的公用燃煤发电机组为例，若配套锅炉对应300MW等级发电机组，在满负荷稳定运行的理想状态下，每小时可产出30万千瓦时电能，单日24小时不间断运行的理论发电量为720万千瓦时；若对应600MW等级机组，满负荷单日理论发电量可达1440万千瓦时；1000MW等级超超临界机组满负荷运行时，单日理论发电量可突破2400万千瓦时。
但实际生产中几乎无法长期维持100%满负荷状态，电网调度指令、煤炭热值波动、锅炉设备健康度、环保参数管控要求都会拉低实际运行负荷率。普通燃煤机组日常平均负荷率多维持在60%-85%区间，对应300MW机组单日实际发电量约为432万-612万千瓦时，600MW机组单日实际发电量约为864万-1224万千瓦时。
不同燃料类型的锅炉发电效率差异也会直接影响发电量：燃气锅炉配套机组的启停响应速度更快，调峰场景下负荷波动幅度更大，单日发电量波动区间更宽；生物质锅炉、余热锅炉因燃料热值稳定性差、热源参数波动大，整体负荷率普遍低于常规燃煤机组，同等装机规模下单日发电量通常为燃煤机组的50%-75%；垃圾焚烧锅炉因垃圾热值波动大、需配套严格的烟气处理流程，机组负荷率多维持在70%左右，对应30MW等级的垃圾焚烧发电机组，单日实际发电量约为50万千瓦时。
此外锅炉的热效率损失、管道蒸汽损耗、厂用电消耗也会折算为发电量损失，通常厂用电率会占据总发电量的5%-10%，这也是实际并网电量低于锅炉侧理论发电量的重要原因。