截至2025年底，气电装机容量达1.65亿千瓦，占我国发电装机容量的4.3%，稳居全球第二大气电装机国……但亮眼数据背后，是“发得越多、亏得越狠”的行业困局。面向2030年，机遇与挑战并存。行业机构测算，届时，我国天然气表观消费量将突破5000亿立方米，气电总装机有望达到2.5亿千瓦。

气电联动、容量补偿、辅助服务三大机制落地偏差，加之不同能源品类、不同环节改革节奏错位、规则脱节，系统性难题让企业盈利远不及理论预期。核心矛盾已经从“有没有气”，转向“值不值、能不能、好不好”的机制适配性问题。近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《全国统一电力市场体系的实施意见》明确提出“分品种、有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场”，为气电市场化发展划定了政策路径。

针对当前气电入市面临的功能定位偏差、成本传导不畅、收益渠道不全、跨市场协同不足等核心挑战，结合全国统一电力市场建设要求与气电入市的实践形势，坚持“发电侧合理收益、终端侧可承受、系统整体经济”的原则，对推动气电高质量发展提出五方面建议：

一是完善气电入市的顶层设计，筑牢市场化改革平稳推进的制度基础。建立全国统一的气电入市规则框架，出台国家层面气电参与电力市场的基础性指导文件，明确思路原则、基本模式，统一准入标准、基础配套规范，明确气电“市场化调节型电源”的核心功能定位，统一机组准入资质、调节能力核定、成本核算口径、信息披露四类基础配套规范，避免各地规则碎片化导致的交易壁垒。

二是加强气电联动与电力中长期交易的衔接，打通天然气与电力市场协同的规则通道。进一步完善气电联动机制，明确气电联动调整后的中长期合约价格传导路径。

三是优化市场定价与气电报价规则，保障政策价格向市场价格平稳过渡。适度放宽尖峰时段的电价上限，充分覆盖气电燃料、发电损耗等度电边际成本，激励气电短时顶峰保供，引导气电自主响应系统电量平衡和顶峰调节需求。

四是完善气电辅助服务和容量补偿机制，拓展气电参与市场的多元收益渠道。加快辅助服务市场建设，加快服务产品扩容，推广快速爬坡、转动惯量、快速备用、黑启动、电压支撑等产品，明确其对气电的准入门槛；加快补全辅助服务市场规则，建立“谁受益、谁承担”的疏导分摊机制，推动产品定价与调节性能挂钩，理顺服务费用分摊机制，建立跨省跨区费用共担机制。

五是探索“气-电-碳”联动的能源市场体系，打通能源上下游市场协同规则。加快探索天然气市场和电力市场的协同机制，缩短天然气交易合约的调整窗口期，适配周度、日度的电力中长期短期弹性交易机制。

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