在光热产业的初期阶段，从制造企业到电站项目，如何盈利将决定产业未来能否持续地发展。
　　提供纯技术服务的技术输出方属于最前期的工作，比如只做OE，或者前期咨询，项目还没落地，就可以实现盈利。而集成服务则是较为庞杂的一项业务，把聚光系统、吸热系统、储热系统、换热系统，每一个系统都集成起来，提供集成服务。还有就是提供EPC服务。
　　但是作为最终的应用端，怎样保证光热电站的持续盈利则是最终的目标。目前，首批光热示范项目的上网标杆电价为1.15元/kWh，那么成本下降的空间在哪里？
　　2017年3月，塔式光热发电技术开发商SolarReserve以6.3美分/kWh（约合人民币0.44元/kWh）的电价中标智利装机450MW的Tamarugal光热发电项目。三个月之后，迪拜水电局（Dewa）拟开发的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第一阶段200MW塔式光热发电项目在迪拜开标，沙特水电公司ACWA Power、上海电气集团股份有限公司、美国BrightSource等组成的联合体投出了最低价9.45美分/kWh（约合人民币0.64元/kWh）。
　　像光伏一样，国际上光热的发展已经可以做到相当低的成本，虽然国内目前仍然处在发展的初期阶段，但是是否也具备巨大的下降潜力？
　　事实上，分析一下国际上报出最低价的原因就可以得到答案。除了规模化发展和制造工艺的不断优化，风险与突发事故发生的可能性降低所带来的额外费用减少是中东北非地区可以投出该最低价的原因。此外，对于投资巨大的光热项目来说，其低利率的金融环境也发挥了重要的作用。
　　回到国内，如果在这些方面得到发展，大幅降低光热的发电成本也并非天方夜谭。2016年底，在一次光热会议上，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥分析认为，随着中国GDP的增长放缓，利息将会降低，如果利率下降两个百分点，度电成本就会下降一毛钱；技术进步如果使总效率提高两个百分点，度电成本将会下降一毛钱；单塔规模从50MW提高到100MW，度电成本可以下降一毛钱；未来几年通过广大光热发电供应商的努力，单位千瓦造价下降15%，度电成本将会下降一毛五分钱。到“十三五”末，光热总的上网电价将会低至0.8元/kWh左右。
　　电力规划设计总院副院长孙锐在公开场合则表示，现阶段光热发电项目的工程造价在2.5—3万元/kW，预测到2020年，工程造价会降低到15000元/kW以下。届时，上网电价会降低到0.75元/kWh以下。
　　“我们预算可以把整个EPC的总成本降50%，也就是说整个建设成本，我觉得可能有50%的空间可以降。现在我们整个的成本用钢量太大。因为设计的时候过于保守，钢的成本，占我们里面的成本是非常重要的一个成本，但是由于大家前面都没有底，大家都是往大了做，特别是国有企业的设计，为了保险起见，用了许多的钢，因此安装成本就过高。”章健分析认为。
　　从已有的光热项目来看，光热电站效益的保证还要求良好的运维管理。比如说镜子比较干净的时候，反光率比较高，镜子上如果有大量灰尘，最后全都不反光了，那它的光照效率就下降。而且光热电站同样要求25年，所以要保证效率，镜子的破损率要低，需要对镜子进行保护。比如同样现在镜子有些是有背板的，有一种没背板的，相应的破损率也不一样。