所以通过前面的分析我们可以得出这样的结论，通过配置储热系统，光热发电机组能保持稳定的电力输出，不受光照强度变化的影响，如果储热系统的容量足够大，机组可以实现24小时连续发电，同时，可以根据电网用电负荷的需要，快速的调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频；另外，光热发电机组比燃煤机组负荷调节范围宽、启停时间短、最低运行负荷低，具有更好的调峰性能。因此，光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，作为调峰机组承担高峰负荷。此外，光热发电对电力系统中可再生能源发电比重的贡献是装机容量的1.5倍。
二、储热系统容量的优化配置
光热机组要达到这样上述的功能，我们在系统上怎么样配置才能实现呢？不是说所有光热机组就能实现这样的功能，它的必备条件是配置储热系统，如果没有储热系统，它的电力输出和光伏是差不多的，虽然配置了储热系统，但储热系统容量较小，运行时间很短，只有一两个小时，它也没有办法承担晚高峰的负荷，就不能替代燃煤机组。首先看储热系统容量和汽轮机功率以及集热系统容量的关系，通过这一框图可以看出：汽轮机额定功率要增加，集热规模随之要增大，储热系统容量增加，集热系统规模也是要增加。但是集热系统不是可以无限地增加，主要是两个限制：第一个技术上的制约，集热系统规模大到一定程度以后，它的效率和可靠性会下降；还有一个是用地的制约，集热系统规模增大，用地要增加。反向看，如果当集热系统规模一定的情况下，储热系统容量要增加，汽轮机发电功率就要往下调，反之，汽轮机功率要增大，储热系统容量就要下降。这三者之间如何匹配，这不是直观上能看得清楚得的，需要进行大量的优化工作。
从框图中可以看出，储热的容量增加，会导致集热系统规模的增加，那么这两个系统的容量增加会导致工程投资的增加，这会导致上网电价的增加，但同时，由于储热系统增加，年发电量是增加的，年发电量增加是使上网电价下降的，最终两个综合作用，到底上网电价是上涨还是下降？如果不做深入的计算，是无法知晓的。
这张图显示的是在汽轮机功率一定的情况下，发电成本与储热系统容量的关系。横坐标是储热系统的容量（折算成汽轮机额定功率下的运行时间），纵坐标是上网电价，这些不同颜色的曲线是不同的太阳倍数，太阳倍数是集热场的集热容量与汽轮机额定功率输入热量的比值，所以简单地理解就是集热场的规模。我们先看这条深蓝色的线，它的太阳倍数是1，就是说集热系统规模与汽轮机额定容量热量输入相等，这种情况下，增加储热系统容量，只是增加了投资，而发电量没有增加，所以电价一直是在上涨的。再看浅蓝色的曲线，它的太阳倍数是3.5，也就是说集热系统的规模是汽轮机额定功率输入热量的3.5倍，在没有储热系统的时候，因为集热系统投资增大，而发电量并没有增加，所以电价是很高，但是随着储热系统容量的增长，它的电价一路下行，最后到11个小时的时候，基本上达到了最低点。所以每个项目都要进行这样的计算来找出电价最低的系统配置是什么，对应的储热系统规模和集热系统的规模是多大。
是不是所有的工程系统配置一定在这个点上？不一定，还要考虑下面的综合的因素。首先是电力系统对机组的要求：第一种情况，机组需要承担晚高峰的负荷，就要分析这个电网晚高峰负荷的持续时间，而且不同季节是不一样的；第二种情况，机组既承担早高峰负荷又承担晚高峰负荷，机组运行的时间又会加长；第三种情况，机组需要连续24小时发电，目前没有这样的要求，但以后如果光热发电机组大规模地替代燃煤机组，这个要求是会有的。要结合电力系统对机组的要求，同时要考虑不同季节日照强度的变化，机组每天运行的时间是相应变化的，夏天机组可已满出力8个小时，到了冬季就可能只有4个小时。如果储热系统容量不足，就要研究集热系统容量的限制因素能否被突破，比如说这个用地拿少了，还能不能增加用地。还有汽轮发电机的功率能不能调整，如果你的集热系统容量已经确定不能再增加了，你为了增加储热的时间，是可以减少汽轮机的功率的。在第一批示范项目申报中有这样的项目，把汽轮机的功率定得很大，但储热容量较小，只有3到4个小时，原因是集热系统规模受到了技术限制。那么为什么不把汽轮机发电功率调下来，为什么一定得上130 MW机组呢？这是设计院在具体项目要进行深入研究的工作。首先要找到电价最低点所对应的系统配置，如果说系统要求你储热时间比最低点还要长，怎么样来权衡这件事？从目前电价最低的角度看，机组的储热容量已经定了，但如果储热时间再继续加长，会给机组的运行带来很多的便利。如果机组由于储热时间短不能承担系统的晚高峰负荷，意味着你没有替代燃煤机组，整个电网里面运转机组的最小技术出力没有降低，白天就有可能限制机组的出力。现在算的电价可能便宜，一旦机组出力受到限制，就不是现在计算的投资回报了。所以，一定要有权衡考量上述各项因素后，最终确定合理的储热系统容量和集热系统规模，使其达到最佳的系统容量配置，为机组的经济运行奠定基础。
三、汽轮机额定功率定义的选择
首先看上面这张图，汽轮机的额定功率正比进汽参数、进汽流量，反比排汽压力。额定功率对应的是额定的进汽参数、额定的进汽流量，可是对于排汽压力的选取，就有两种做法：一种是对应的额定背压，一种是对应的是夏季背压，这两个就产生了差别，不同的标准定义不同，我们国家标准《固定式发电用汽轮机规范》（GB/T 5578-2007）是按照夏季背压来确定额定功率，而国际电工委员会（IEC）相关标准则采用额定背压。请看这个图，横坐标就是汽轮机的排汽压力，纵坐标是汽轮机的功率，图中的两条线是不同的进汽流量，红色的线是按照IEC标准来确定额定功率的额定进气量。图中的A点就是在汽轮机额定功率的情况下，对应的是额定背压，这个是按照IEC标准来确定的，如果到夏季背压以后，汽轮机的功率是有所下降的。按照国标的规定，汽轮机额定功率对应的是C点夏季背压，在夏季背压情况下，要达到汽轮机的额定功率进气量必须要增大，即图中黑色的曲线，这意味着汽轮机整个的通流设计都要增大。当其他季节背压低于夏季背压以后，如果进汽量不减少，机组出力是超过额定功率的，一直到额定背压达到汽轮机最大连续功率的点。但是按照国家电网的运行标准要求，汽轮发电机组的发电出力不能超过额定功率，就是图中阴影部分是不能被电网调用的。所以按照国家标准来确定额定功率的汽轮机在夏季可以达到额定功率，但在其他的季节，气温条件比较低的情况下，却不能超出额定功率，只有通过减少进汽流量的方式，保持电力输出不变，这样就造成了机组偏离设计功况，相当于在部分负荷运行，降低了机组的运行效率；同时，所有的辅机都是按照汽轮机最大连续功率来配备的，可是这些设备的能力被闲置，同时会使厂用电率增大。对太阳能热发电机组而言，采用哪一个标准来定义汽轮机的额定功率值得深入研究。按照个人的观点，采用IEC标准定义汽轮机的额定功率可以获得如下的好处：第一可以降低汽轮发电机组和相关辅机的设备造价；第二可以提高机组全年的运行效率；第三在夏季高温时段可以通过停运给水高压加压器的方式提高机组的出力，此种方式可以更好地发挥集热系统在夏季的能力；第四是与国际接轨，有利于光热发电机组成套设备的出口。
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