为了化解上述矛盾，建议改变现行天然气、电力均实行单一固定价格、且互相没有关联的定价模式，在气、电价格均未市场化之前，真正落实气、电价格联动政策，同步实施天然气和电力季节差别价格，并尽可能拉大价差。天然气需求的季节性差异很大，如北京冬天由于供暖需要，其需求量是夏天的10倍左右，夏天则相对富余（储气库只能容纳少量富余天然气，因为库址稀缺，成本也很高），而夏天恰好是用电的高峰期。因此，气、电需求具有较强的季节调峰互补性。如果设计好气、电价格联动机制，在夏天用富余的天然气来发电，实现低价气发高价电，在夏天2000多小时内满发，其他季节则少发并主要用于调峰，一方面将有效缓解天然气发电亏损的困境，使气电不用财政补贴也基本能自我发展；另一方面也将平抑天然气和电力峰谷差过大的矛盾，实现气、电互济调峰，为天然气大发展创造有利条件。
近几年天然气价格持续上涨，用户的承受能力普遍下降，导致有效需求萎缩，大气污染防治要求的“煤改气”和“气代油”等工程进展缓慢。同时，气价结构也不合理，发达国家居民气价一般是工业和发电气价的2-3倍，而我国为60%左右。因此，在当前国际油价大幅下降的背景下，可通过多元开发和进口策略（如鼓励企业到境外签订低价LNG长期供应协议，锁定气价风险），扩大低成本天然气的供给来源。在此基础上，利用当前增量与存量气价并轨的时机，可考虑不同用户的需求弹性，适当降低发电、交通、工业用气价格，提高居民、商业用气价格。这样，将逐步理顺天然气与煤、油、电等可替代能源的比价关系，避免“黑色能源”替代“绿色能源”的逆替代现象发生，也才能有效减少交叉补贴，避免政府定价对市场价格的扭曲，进一步提高天然气的有效需求。
长远看，天然气应实行完全市场定价。目前我国已初步形成国产常规天然气、煤层气、页岩气、煤制气以及进口LNG和管道气等多种气源竞争的格局，为气价市场化改革创造了良好条件。应加快推进区域性或全国天然气交易市场建设，形成多买多卖格局，增加用户的选择权和议价能力，使气价能随行就市、“高来高走”，促进天然气产业和市场健康发展。
（三）价格激励与约束并举，促进可再生能源发展
国务院发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》明确提出，“到2020年，风电装机达到2亿千瓦，发电成本与煤电相当，光伏装机达到1亿千瓦左右，实现用户侧平价上网”。因此，“十三五”可再生能源价格政策既要保障风电、光伏达到规划目标，又要促进技术进步，在未来6年内较大幅度降低成本和价格。这是个“两难”的挑战。在价格策略上，应在充分调研、分析成本和市场的基础上，找准降价的节奏和力度。前期可小步快走，后期降幅可大一些。对已投产机组可慢一点降价，对未来新增机组可提前设定更低的标杆电价，使技术先进、成本低的机组获得更多发展空间。也可考虑用招投标办法竞争确定风电、光伏发电价格和项目业主，实现优胜劣汰。
