电价应体现增益价值
光热电站一般有两种运行方式：一为常规模式。即最大化电力输出，白天正常工作，额外电力在太阳下山后通过储热系统稳定输出。这是典型的一种运行模式，西班牙等大多数市场的光热电站均如此运行。二是最大化增益模式：即在非高峰期更多地采用光伏这种更廉价的电力，光热电站在此期间更多地存储能量以满足高峰期的电力需求，一般需要给予高峰期更高的电价，以体现其调峰增益。
在最大化辅助增益模式中，我们目前可以看到一个典型的案例是南非。南非对可再生能源电力独立生产采购计划(REIPPPP)第三轮招标的光热发电项目给予两种不同的电价支持，分为可调电力电价和常规电价，常规电价为11.88欧分/KWh;可调电价则为更高的18.95欧分/KWh。
南非甚至已经确定采用带储热的光热发电技术来替代燃气发电，这种光热电站发出的可调电力可被用于满足高峰需求，特别是晚间的用电高峰。其作为一种备用电源，也可以通过弹性的运行模式来适应白天的高峰需求。光热发电项目开发可以根据南非的电力需求曲线，来配置其储热容量。
南非通过两种互补的发电技术实现了可调电力的生产输送，一为无储能的光伏发电，二为储能型的光热发电。两者结合采用提供了一种综合性能更佳的太阳能供电方案。
南非对光热电价的这种设定即在一定程度上体现了光热发电的辅助增益，对光热发电技术而言也更为公平。
储能补贴不应仅适用于储电市场
为解决德国光伏发电市场的发展瓶颈，德国正在大力推进电力存储技术的商业化应用。与之类似，美国加州也正在加速储电技术的开发应用，但加州正在推动的1.3GW的强制性储能应用计划，其中却并不包括光热发电项目的储热应用。虽然在大型公共事业领域，电池储能技术还明显不能与大规模储热技术相竞争。
德国因本身不具备开发光热电站的资源条件，这一点可以理解，但美国加州市场的上述做法似乎难以让人理解。但据DNVGL的消息，DNVGL目前正在受加州能源委员会的委托，对储热型光热发电站对电网的辅助增益进行研究。
