天然气补燃：光热电站采用汽轮机等常规热功转化设备进行热功转化驱动发电机发电，易于与燃煤、燃油及天然气等发电系统进行衔接和配合。光热电站可通过补燃或与常规火电联合运行改善出力特性，实现在夜间持续发电。
通过储热和天然气补燃来实现连续稳定的电力输出是光热发电相比于光伏等可再生能源发电方式的最大优势。这种优势一方面使光热发电成为稳定、平滑、可调的电源，另一方面也使其有能力承担基础负荷，具备了完全替代传统化石能源的能力。
（二）光热的储热功能有利于改善电网的稳定性
近年来，光伏、风电等可再生能源在我国能源结构中所占的比重增长很快。由于光伏、风电本身是不可调的，因此为了保持电网中发电与用电的平衡，其他电源就需要跟随光伏风电出力的波动进行调节。当电网中风电光伏比重越来越大而可调节资源又不足时，弃风、弃光就不可避免。
除了弃风、弃光以外，由于风电和光伏是间歇性电源，因此它们实际上不能替代燃煤机组的装机容量，所以在光伏和风电比重大的电力系统中，必须要同时建设一定规模的燃煤电站作为旋转备用来保证随时可以在间歇性电源不能供电时使用。而当燃煤电站作为旋转备用时，机组的煤耗率会显著增高，发电利用小时数也会大幅减少，经济性严重下降。
风电、光伏不稳定的出力特性降低了电网运行的稳定性，这也正给光热发电带来了机会。光热发电具备成本低、效率高、寿命长的储热功能，一方面光热发电可以为电网提供实实在在的稳定电能；另一方面是可以通过储热为电网提供调频、旋转备用等辅助服务，增加整个电网的可调节资源、改善电网的稳定性，解决弃风、弃光问题，还可以降低电力系统对燃煤电站作为旋转备用的需求。
中国电科院新能源研究所曾经做过计算，以西北某地区2020年光伏规划装机1000万千瓦为测算背景。如果在此基础上再增加200万千瓦的光伏装机，则弃光率将高达13.02%，但如果新增的200万千瓦是带2小时储热的光热电站，弃光率可下降到10.17%。如再将光热电站的储热时长增加到10小时，弃光率可进一步下降到5.82%。可见光伏和光热互补开发的模式借助光热的储热功能改善了电网的稳定性，提高了电网的光伏发电消纳能力。同时，这种模式下的度电成本也将比单纯建设一个光热项目更低。沙特国际电力公司预测光伏光热互补发电技术在未来20年内可以满足中东和北非地区新增电力需求中的一半。（目前，光伏和光热互补开发的案例正逐渐增多，如Solar Reserve在南非开发的RedStone塔式项目即是一个较大的案例。装机100MW的Redstone塔式光热项目紧邻Solar Reserve已开发的75MW的Lesedi光伏电站和96MW的Jasper光伏电站。这三个电站在一起成为全球第一个混合了光伏和光热发电的大型太阳能园区，总装机已达到271MW）
（三）光热电站具有经过项目验证的超长寿命期
光热电站的老化速度慢，具有经过实际项目验证的超过30年的寿命期。世界第一座光热电站是1984年于美国加利福尼亚莫哈维维沙漠建成的SEGS电站，至今已连续运行30余年，目前仍在稳定运行。根据运行现状推断其寿命将可能达到40年甚至50年。除了日常的运营维护以及对破损的反射镜、集热管等设备进行过一些更换外，SEGS电站并未产生太多设备更新和维修方面的投资。
在所有的发电方式中，光热发电的寿命期仅低于核电，与火电和水电持平，明显高于光伏和风电，是寿命期最长的可再生能源。
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