与燃气发电形成鲜明对比，近年我国制订了一系列扶持可再生能源发电的法规政策。
2006年国家发展和改革委印发了《可再生能源发电有关管理规定》，要求大型发电企业优先投资可再生能源发电项目;同年印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，根据风电、生物质能发电及太阳能发电等项目的特点，规范不同的电价定价方式，通过向电力用户征收电价附加的方式提高可再生发电经济性。此后，颁布并修改完善《可再生能源法》，要求监管机构明确在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。政府不断通过财政补贴、提高上网电价、税收减免等方式促进可再生能源发电产业的发展。
我国天然气发电产业仍处于发展初期，在当前尚不清晰的政策环境下，许多电力公司制定了燃气电厂规划但仍处于观望阶段，由于发电燃料之间替代性较强，对比获支持力度较大的可再生能源发电，未来明晰而有力的政策支持仍然是天然气发电大规模发展的重要驱动力。
3.2天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比成本较高
燃料费在燃气电厂运营成本中占比约70%-80%，天然气价格是影响燃气发电经济性最重要的因素之一。当前，我国天然气门站价格由国家发展和改革委制定，燃气发电上网电价由各地方发展和改革委制定。2013年天然气价改前，国内发电用气价格大多在1.8~2.5元/m3，按照0.2方/kwh的发电气耗水平，燃气发电燃料成本约为0.36~0.5元/kwh，考虑折旧费、维修费等其他成本，部分企业盈利微薄甚至亏损。
天然气价改后，发电用气价格进一步上涨，北京市及浙江省累计上涨0.81元/m3，燃气发电燃料成本上涨幅度达26%~44%，发电用气成本进一步提高。为应对气价调整带来的成本上涨压力，仅有部分省市相应上调了上网电价。如上海市上网电价上调0.05元/kwh.但幅度有限不足以弥补燃气价格上调部分;浙江省上网电价上调0.16元/kwh，但仅限于发电时间1000h内的电量。
与燃气发电相比，燃煤发电成本优势突出。以国内较为先进的660mw燃煤机组为例，供电煤耗约280g/kwh，按照2013年秦皇岛港动力煤均价630元/t计算，则燃煤发电燃料成本约为0.18元/kwh。按照2013年天然气价改前的气价计算，燃气发电仅燃料成本就比燃煤发电高出100%~170%。而随着2012年以来煤价大帽走低，天然气价格不断上调，燃气发电的经济性劣势更加突出。经测算，2014年价改后，燃气发电燃料成本是燃煤发电的2～2.5倍。
3.3气峰电峰重合，燃气电厂存在供气可靠性风险
当前我国天然气发电项目可以分为“调峰电厂”和“热电联产“两类，双方在电力运行中的市场定位不同。调峰电厂一般运行在电网的峰荷及腰荷。天然气“热电联产”项目集发电与供热于一体，从供热负荷看，北方以冬季采暖负荷为主，南方以工业热负荷为主。由于气峰与电峰在时间上重合，两类燃气发电项目在冬季都难以获取充足的气源，限制调峰电厂顶峰发电，无法发挥电力调峰作用.热电联产机组也难以保障发电量，发电经济性进一步下降。
我国较早的燃气发电厂大多是天然气管道及lng接收终端项目启动的配套工程。如西气东输一线工程在河南及江苏配套建设了多家燃气电厂，中海油气电集团为广东大鹏及福建莆田lng接收站均建设了配套电厂。
这些燃气电厂一定程度上承担了为天然气管网运行调峰的任务，在气量供应紧张的月份特别是每年的冬季，供气商会对其减少气量供应甚至停止供应，优先保证居民采暖等其他用户用气。从电力需求看，冬季和夏季也是一年的用电高峰(取暖制冷用电)，由于燃气电厂得不到充足的气源，无法发挥电力调峰作用，电力供应与电网需求不匹配，使其电力调峰的定位较为尴尬。
对热电联产机组而言，其下游采暖热负荷和工业热负荷可中断性低，天然气断供带来的负面影响较大。此外，断供使得燃气机组的利用小时数得不到保障，发电量较低，使其每千瓦时电分摊的折旧费、维护费及财务成本等费用较高，进一步加大了单位电量的成本。