天然气发电主要由集中式燃气电站和调峰电站实现。截至2017年底，我国天然气发电总装机量达到7629万千瓦，占全国发电装机总量的4.3%左右。
在我国燃气发电厂的传统运营模式中，成本主要包括基础设施费用、燃料成本、运营成本等，收入主要依靠售电。
成本中燃料费约占70%，在现有气源供应体系下，天然气储运价格较高，气源成本难以下降。燃气发电设备依赖进口，加之上网电价不存在明显优势等因素叠加，气电企业成本压力较重。目前燃气发电成本约等于燃煤发电的2-3倍，随着储输设施建设和定价机制的完善，天然气发电成本有望进一步下降。
收入中的上网电价采用成本加成方式，由成本、利润、税金等构成。目前还没有全国统一的燃气发电上网电价规范，主要分为两部制电价和单一电价两种，由各地政府价格主管部门确定，基本上以“一厂一价”、“一机一价”的形式出现。据测算，燃气发电上网电价盈利底线约在0.55元左右，天然气调峰电厂在0.6元左右。
天然气供热形式包括燃气热电联产、燃气锅炉、“煤改气”等。截至2016 年底，我国北方地区天然气供暖面积约22 亿平方米，占总取暖面积的11%。
燃气供暖企业经营模式主要是以投入基础设施建设和运营成本为主，以收取取暖费的形式获得收益。以北京市为例，天然气取暖费用分为壁挂炉供暖支和“煤改气”集中供暖费用，不考虑壁挂炉投资和采暖补贴，城镇居民家庭采暖费支出平均为2185～4804元/采暖季。
