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。
当前，电力存储行业虽然还面临成本高企，距商业化应用还十分遥远的困境，但其呼吁增加储能补贴的力度十分之大，国际市场上也已有德国和美国加州等出台了相应的政策扶持框架，中国储能行业也正在极力游说政府出台储能电价补贴。但往往他们所说的储能都不包括储热技术，储热型光热发电这一本身就已经拥有成熟储能技术的发电技术似乎成为了不受重视的旮旯一角。
据CSPPLAZA数据，目前已经有大量实际应用的大规模熔盐储热系统（整个储热系统）的单位kWh投资成本约在300元/kWhth（热能），按35%的热电转化比例和一定的换热损失粗略换算为电能存储投资，其单位kWh的储电成本也不过约900元/kWh。同时，依托技术革新和相关设备材料成本的削减，这一成本仍有巨大下降空间，美国能源部SunShot计划设定的2020年储热成本目标为15美元/kWhth。
相对的是，以目前应用较多技术较成熟的磷酸铁锂储能电池为例，其成本仍高达4000~7000元/kWh，远远高出熔盐储热技术的成本。另外，锂电池的使用寿命仍难有保证，25年的光伏电站寿命期内可能需要多次更换锂电池组，同时，废弃锂电池以及更多基于化学反应的化学电池巨大的处理成本如果被考虑在内的话，其总体成本将更加惊人，如果不予处理，其对环境带来的污染将不可想象。
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