如果考虑光热发电的可调电力特性，光热发电的电价定价机制应考虑突出其可调价值，可调电力对电力市场的贡献在于两个方面，一是向市场提供了实实在在的稳定电能，二是为电力系统的稳定运行提供了可调增益。目前我们在讨论电价的时候，过多地把焦点集中于第一个基本面上，而忽略了第二个增益层面。
可调电力的重要价值
当新能源电力在电网中达到一定规模的时候，由于其间歇性的自然缺陷，其将难以再进一步增加其在供电市场的份额。这是由电力需求的特性决定的，社会对电能的需求是持续的，而新能源电力的供应又受制于天气等原因而无法持续供电，那么，这其中的供电缺口又该由谁来填补?
一个很典型的案例是，德国本应减少的煤炭发电量却在2013年达到了自1990年以来的最高值。2013年德国总发电量中，燃煤火电比例达45.5%，同比上升了1.5个百分点。21世纪可再生能源政策组织的报告表明，德国可再生能源发电占比已经超过25%，然而，2013年德国的二氧化碳排放却增长了1.2%。
德国政府于2011年7月制定了雄心勃勃的能源转型计划，规划到2022年彻底停止使用核电，到2050年，实现绿色能源供电比例达到80%的宏伟目标。但现实情况是，德国境内不少煤电厂在某些时候却被要求满负荷运转，以维持整体电网的供电稳定。同时，德国还不得不新建更多传统电厂以充当可再生能源在无法出力时的备用电源。
这一现象也被称之为德国的“能源转型悖论”。德国一度是全球可再生能源产业发展的领头羊，在可再生能源发电依旧在继续增加的同时，煤炭发电量和二氧化碳排放量为何不降反升?其根源即在于德国采用了大量的不稳定的可再生能源来满足电力需求，过度依赖这种不稳定的可再生能源，对电网就会造成较大冲击，在特定的天气条件下，德国只能重启煤电厂来维持电网稳定，满足电力需求。
德国的案例带给我们的启示是，要想更大程度上地推广利用可再生能源，我们亟需发展可调的、稳定的、可充当基础负荷的可再生能源技术，我们需要类似于传统火电那样可以随时拿来所用的可再生能源。
储热型光热电站可以帮助电网实现灵活的电力可调性，而不仅仅是提供一种绿色电力来源，电网系统将因此而整体受益。
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。
