最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。，其所占中国总装机容量约在70%以上。火力发电所使用的煤，占工业用煤的50%以上。来自“清洁高效燃煤发电技术协作网”2007年会的信息显示，目前我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。大约全国90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。

火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。

火力发电是我国主要的发电方式，电站锅炉作为火力电站的三大主机设备之一，伴随着我国火电行业的发展而发展。
当环保节能成为中国电力工业结构调整的重要方向时，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级，关闭大批能效低、污染重的小火电机组，在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代。
《中国电站锅炉行业深度调研与投资预测分析报告》显示，至2010年底，单机容量30万千瓦及以上火电机组占全部火电机组容量的60%以上。火电行业的“上大压小”也推动了电站锅炉向高参数、大容量方向发展。此外，循环流化床、IGCC等清洁煤技术逐渐成熟，应用也日益广泛，从而推动了CFB锅炉与IGCC气化炉的发展。

火力发电是目前电力发展的主力军，而“和谐社会”、“循环经济”等概念又要求在提高火电技术的方向上着重考虑电力对环境的影响以及对不可再生能源的影响，虽然现在在中国已有部分核电机组，但火电仍占领电力的大部分市场，近年电力发展滞后经济发展，全国上了许多火电厂，但火电技术必须不断提高发展，才能适应和谐社会的要求。   2012年，全国火力发电量39108亿千瓦时，比上年增长0.3%。2013年，火电建设投资为928亿元，首次降至1000亿元以下，同比下降8.48%。截至2013年末，全国火电装机总量达8.6亿千瓦，同比增长5.7%。截至2014年8月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.6亿千瓦，其中，火电8.83亿千瓦。2014年1-8月份，全国规模以上电厂火电发电量28215亿千瓦时，同比增长1.4%。 

目前中国燃煤发电行业在技术和运行经验上都已趋于成熟，节能减排取得一定成效。然而，整个行业的产能建设已过度，结合行业发展现状及相关政策分析，火电今年的路也许并不好走。

《能源发展战略行动计划》要求，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，天然气比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内。根据行业人士分析测算，截至2020年，留给火电机组容量的增长空间约为2亿千瓦。然而统计数据显示，目前中国在建、已核准、获路条火电机组合计将近4亿千瓦。显然，这些机组并不会全部落地，但已足够体现出电力行业投资热情高涨与投资空间受限的矛盾。

《计划》对电源结构提出了总要求，新一轮电改中的相关政策则体现出了对于各类电源发展的态度和原则。关于输配电价机制的相关要求，一方面提出要“还原电力商品属性”，另一方面，电网企业的盈利机制由“赚差价”变为“准许成本+合理收益”。盈利机制的变化，将对各类机组的利用情况造成显著影响。

“目前存在的‘弃风’‘弃光’等弃能源现象，对电网企业，有电网建设上的难题，也有经济性的考虑。”某电力行业人士表示，“因为电网企业过去是以赚取差价作为主要盈利手段，所以会更加倾向于接纳低价的火电、水电等。相比较之下，风电、光伏发电等价格更贵，对电网冲击更大。”

若输配电价改革落实到位，火电的低价格将不再成为一项很强的竞争力。有投资人士称，电网建设方面的相关投资或属于“准许成本”范畴，在国家的监管与指导下，电网建设步伐将加快，以增强其对风电、光伏发电及分布式发电等电源形式的接纳能力。更多最新火力发电行业发展前景分析信息请咨询中国报告大厅发布的《2016-2021年中国火力发电产业市场运行暨产业发展趋势研究报告》。

9号文配套文件中还曾提出，要优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，热电联产及燃气发电、水电、核电兼顾资源或调峰等需求安排发电，高效节能、超低排放煤电机组被放在最后。虽然有观点认为，这一顺序根据各地实际情况，具体实施时可能存在较大出入，但已经可以看出国家对于燃煤发电机组的定位愈发明确。

去年12月，国家环境保护部、国家发改委、国家能源局联合制定了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》。《方案》要求，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，且要求东部、中部地区分别提前至2017年、2018年前总体完成超低排放改造任务。

2014年出台的《煤电节能减排升级与改造行动计划》被视为燃煤发电对标燃气发电，实施“超低排放”的开始。从2014年开始不到两年的时间，“超低排放”由一个在学界和业界仍有争议的概念成为了“十三五”规划期间限时完成的政策，这与国家推进节能减排，实现煤炭清洁高效利用的强烈意愿是分不开的。

据不完全统计，截至2015年8月底，中国实现超低排放的煤电机组规模已超过5000万千瓦，截至2015年年末，大唐、浙能等超低排放机组规模均超过1000万千瓦，华能日照电厂、黄台电厂、上安电厂，国电投平顶山电厂等陆续实现全厂机组超低排放。五大发电集团均表示，将在2017年、2018年基本完成或全面完成规模以上机组的超低排放改造工作。

完成超低排放改造的清洁、高效、大容量的机组，本身竞争力强于普通机组，国家给予超低排放机组的0.5至1分的电价补贴与脱硫、除尘电价等相关补贴相结合，一定程度上可以抵消超低排放改造成本，增强竞争力。今年1月1日起开始下调燃煤发电上网电价，使得不具备改造条件的小火电机组面临更大生存压力，火电行业或加速对落后产能的淘汰。

上述《方案》中要求，对于经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的小火电机组，由地方政府予以淘汰关停，优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。并提出力争在“十三五”期间淘汰落后火电机组超过2000万千瓦。

值得注意的是，9号文配套文件中《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的出台，使得自备电厂也将加入到火电行业改造升级的行列当中。自备电厂长期处于“灰色地带”，普遍存在未批先建、能效或排放不合格等问题。根据统计，截至2014年，中国自备电厂装机容量已经超过1.1亿千瓦，约占全国总发电装机容量的8%。而根据《意见》，自备电厂将纳入国家火电建设规划之中，相关建设与运行标准也将按要求执行。

业界普遍认为，在经济增速放缓的“新常态”下，用电量需求短时间内难有大幅增长。截至去年11月，全国规模以上电厂发电量51257亿千瓦时，同比增长仅0.1%。火电机组设备利用小时数与发电量则一直处于下滑，今年这一趋势或将持续。

作为电力上游产业的煤炭行业，由于严重的产能过剩以及下游需求疲软，去年一年内动力煤价格指数跌幅达29%。对此，国务院常务会议决定，于今年元旦起下调燃煤上网电价，并出台新的煤电联动方案以促进产业结构的调整。业内人士称，上网电价的调整将使此前为追求煤电差价而盲目投资建设的电厂面临较大的经营压力，在机组数量逐渐增多后设备利用小时数将继续下降，进一步压缩电厂盈利空间。

即便如此，由于“上大压小”政策以及“一带一路”战略的实施，“十三五”期间仍将有一批火电机组建设投产。《关于推进大型煤电基地科学开发建设的指导意见》提出，在2020年前，锡林郭勒、鄂尔多斯、呼伦贝尔、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东九个现代化千万千瓦级大型煤电基地将建设完成。业内人士称，随着电网输送能力的提升，未来电源规划重心将向中西部地区转移，加速淘汰各地落后产能，在中西部地区兴建清洁、高效的大容量机组进行外送，在保证能源供给，支撑“一带一路”战略同时，带动当地经济发展。