根据青海省能源局数据，截至2020年10月底，青海全省新能源装机占比达到57.2%，海南、海西两个千万千瓦级可再生能源基地的可再生能源装机规模分别达到1543.6万千瓦、1012万千瓦。“十四五”期间，青海省将再建两个千万千瓦级可再生能源基地，构建多能互补、集成优化的清洁能源体系，打造“绿电特区”。

此前，在2019年6月9日0时至23日24时，青海省成功实现了“绿电15日”。根据国网青海省电力公司调控中心统计数据显示，“绿电15日”期间，青海电网最大用电负荷847万千瓦，全省用电量28.39亿千瓦时。累计发电量39.78亿千瓦时，其中水电发电量占比73.5%、光伏占比16%、风电占比8.6%、火电占比1.8%。新能源发电量占全部用电量的34.7%。

国家电网有限公司总工程师陈国平在《现代电力系统的问题、挑战与发展方向》报告中指出：新能源波动大、我国灵活调节电源占比低，电力系统调节能力严重不足；直流、新能源缺乏常规电源的惯量、调频、调压等功能，导致系统调频调压能力持续下降；新能源出力不确定性强，电力供应保障难度不断增加。现代电力系统自身发展重构需要围绕解决3个关键问题：系统惯量、调节能力、支撑能力。他提出，在电源支撑方面，大力发展具有传统同步电源特性的光热电源。

国网山西省电力公司调度控制中心水电及新能源处原处长赵俊屹在“2020中国太阳能热发电大会”表示，太阳能光热发电是集“清洁能源生产、储能调节和同步发电技术”于一体的最佳解决技术方案，其技术三重属性——资源的绿色低碳可再生属性、生产的同步发电技术属性以及传输过程的可存储特性，决定它既是清洁可持续的绿色低碳的新能源，同时也是网源友好、极具调节性的一种便利适用的电力能源。

目前，青海省共有4座太阳能光热电站，分别为：中广核德令哈5万千瓦导热油槽式电站（储能时长9小时）、青海中控德令哈5万千瓦熔盐塔式电站（储能时长7小时）、中电建青海共和5万千瓦熔盐塔式电站（储能时长6小时），以及鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程5万千瓦熔盐塔式电站（配置12小时熔盐储热系统）。

根据清华大学能源互联网研究院的最新研究结果，如果安装22GW光伏和7GW风电，青海电网在丰水期可连续3日全清洁能源供电（包括省内负荷以及特高压外送河南）；如果在此基础上配置4GW太阳能热发电，青海省在丰水期可高达创世界纪录的连续30日全清洁能源供电。在青海省打造“绿电特区”中，太阳能光热将具有不可或缺的地位。

光热发电具有传统同步发电机组并网特性，同时兼具功率调节和电压支撑作用，可以替代“储能+调相机”的配置方案，从而实现新能源发电的可控可调。中国电科院专家这样表示。

在我国，由于处于示范阶段，太阳能热发电的度电成本相对较高。然而，在迪拜，950MW太阳能光热光伏混合电站项目购电协议价低至7.3美分/kWh（购电协议期长达35年）,该项目开创了全球太阳能光热跨能源混合发电模式。德国航空航天中心（DLR）研究提出，在现有条件下，光热与光伏相结合是目前最具前景的太阳能发电技术路线。在国家能源局综合司发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》中也提出，鼓励新能源企业创新发展模式，推进“光伏+光热”等示范工程，进一步探索新模式新业态。

上海电气电站集团韩强撰文指出：太阳能光热电站具有光电转化率高、储能效率高、发电连续稳定、调峰能力强等多种优势。由于其内在的灵活性及长时间储热能力，可以与间歇性可再生能源发电技术以及其他热力发电技术结合使用。相对独立的光热电站，光热混合型电站能够降低均化电力成本。在白天阳光好时，光伏电站直接向电网供电；在用电高峰期，比如夜间，光热将通过长时间、安全环保的储热装置发挥其优势。光热电站可以看作一个储能电站，作为光伏等可靠的电力配套储能电站，通过光热电站优越的调节性能，可以使电力系统接纳光伏等多种能源发电形式的能力大大提升。光热混合型电站将作为一种最具前景的太阳能发电技术趋势推动太阳能新兴市场的快速发展。

综上，太阳能光热发电在灵活调节、电网调峰、不降低系统运行稳定性和安全性等方面的独特优势将在构建“以新能源为主体的新型电力系统”中发挥更大的作用。