在突尼斯开发光热电站并向英国输送电能的一项计划强调了光热电站当前必须依靠储热系统发展的重要性。
一家名为Nur Energie的英国公司计划在突尼斯沙漠地带建设2.5GW名为TuNur的光热项目，并通过覆盖地中海和欧洲的高压电网向英国国内输电。为获得英国政府对此项目的支持，NurEnergie公司现正在举行游说活动。
对光热发电强烈依赖的唯一原因是：光热电站的熔盐储能系统能维持电站持续运行，从而提供稳定的基荷电能。这使得光热电站可以与新的核电站相竞争，因为核电站在英国的开发存在不确定性。
Nur Energie公司首席执行官Kevin Sara在接受Bloomberg采访时表示，TuNur电站项目可以启动的前提是签约售电价格需要比海上风电目前的价格低20%，而今年2月份两个海上风电场的合同电价区间为114.39欧元(173.66美元)MWh~119.89欧元(182.03美元)/MWh。
照此计算，TuNur项目的合同电价大约是91.51欧元(138.98美元)/MWh，低于92.50欧元(140.49美元)/MWh的Hinkley Point C(英国欣克利角C核电站)的电价，高于二月份获批的79欧元(120美元)/MWh的三个光伏电站的电价。
Bloomberg新能源财经的太阳能研究经理Jenny Chase女士表示，正是因为目前光伏电价低于光热电价，所以光热电站需要配备储能系统，而光伏电站是不能储能的。
她说：“目前从根本上说，光热的度电成本高于光伏，暂时不具竞争优势”。Bloomberg对光热电价的预测与Nur Energie公司预测相反。Bloomberg认为，光热电的合同价应该大于200美元/MWh，这样才能确保光热电站商业化开发的可行性。
Chase表示：“在同等光照条件下，光伏可能仅仅需要低于100美元/MWh的电价即可。唯一能让光热获得更高电价的原因只有一个，那就是光热可以比光伏更好地适应电网的需求。”最新一项关于光热发电的调查结果显示，相关监管部门和项目开发商对这一点的认识也是很清晰的。虽然带储能的光热电站发展还正处于新生阶段，但已经成为一种标准配置。(全球首个储能型塔式光热电站是西班牙的Gemasolar电站，于2011年投入运营。)
储能型光热电站的需求在南非等国家的市场潜力更大，因为光热电站可储能发电，这能满足这些国家晚上用电高峰期的电能供应，而光伏是满足不了的。目前，南非有至少6个储能型光热电站已通过过相关监管部门的核准。
光热和光伏混合电站可降低整个项目的成本。光热项目虽然成本高，但是配备储能系统，可在供电高峰期补充光伏发电的供电不足问题，确保持续供电。比如南非在下午4点半到晚上9点半这一高峰用电期的电力需求是日常用电的270%，光热在晚间的供电可帮助满足这一负荷需求。
沙特ACWA Power公司开发的50MW Bokpoort槽式光热电站配备9小时熔盐储热系统，同时，西班牙阿本戈太阳能公司50MW的Khi Solar One塔式电站也配备了2小时的储热系统，Xina Solar One和KaXu Solar One槽式电站则分别配备2.5小时和5小时储热系统。
在傍晚用电高峰期电能供应不足的地区，储热型光热电站颇具竞争优势。比如智利目前至少有11个配备储热系统的光热电处于已宣布或在开发状态中)。智利光热发电市场潜力大的原因是光热电站能为北部高耗电的采矿区供应持续稳定的基荷电能。因此，这些项目的储热规模都很大，平均每个电站的储热时间超过12小时。
由于光热电站能弥补光伏供电不稳定、不持续的不足，因此开发商们思考将这两者结合为一体综合利用，建设综合型电站。例如，美国SolarReserve公司规划在智利皮亚波市建设专为采矿区提供全天候供电的光热与光伏混合电站。SolarReserve首席执行官Kevin Smith先生说：“我们通常看到的都是独立的光热或者光伏项目，而少见两者结合的综合型项目”。
他表示：“光热和光伏是互补的。我们可以在有阳光照射的大多数时候使用光伏电，用电高峰期再利用光热发电，甚至实现全天候供电。”Smith先生说，白天的时候需要一个塔式电站的运行来弥补光伏电站的间歇性输出，晚间太阳下山后则需要两个电站的储热系统一起输出电力。他说：“白天主要利用光伏电，这样能降低项目总体成本，非常经济可行。无需电价补贴就可上网供电”。
接下来，SolarReserve公司将推进光热&光伏综合电站的开发，还可利用化石燃料作辅助供热源向采矿业公司提供充足电能。据开发者透露，光热&光伏综合电站的容量因子高达90%。
SolarReserve公司在其市场宣传资料中表示，“添加适量的化石燃料作辅助热源可使离网状态下综合电站满负荷运行，最经济的模式是综合利用化石燃料(通常是柴油)作辅助热源加热工质盐，这可大幅减少对传统能源的消耗，同时在有效降低成本的基础上保持光热电站的满荷运行”。
