在光熱產業的初期階段，從制造企業到電站項目，如何盈利將決定產業未來能否持續地發展。
　　提供純技術服務的技術輸出方屬于最前期的工作，比如只做OE，或者前期咨詢，項目還沒落地，就可以實現盈利。而集成服務則是較為龐雜的一項業務，把聚光系統、吸熱系統、儲熱系統、換熱系統，每一個系統都集成起來，提供集成服務。還有就是提供EPC服務。
　　但是作為最終的應用端，怎樣保證光熱電站的持續盈利則是最終的目標。目前，首批光熱示范項目的上網標桿電價為1.15元/kWh，那么成本下降的空間在哪里？
　　2017年3月，塔式光熱發電技術開發商SolarReserve以6.3美分/kWh（約合人民幣0.44元/kWh）的電價中標智利裝機450MW的Tamarugal光熱發電項目。三個月之后，迪拜水電局（Dewa）擬開發的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區第一階段200MW塔式光熱發電項目在迪拜開標，沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團股份有限公司、美國BrightSource等組成的聯合體投出了最低價9.45美分/kWh（約合人民幣0.64元/kWh）。
　　像光伏一樣，國際上光熱的發展已經可以做到相當低的成本，雖然國內目前仍然處在發展的初期階段，但是是否也具備巨大的下降潛力？
　　事實上，分析一下國際上報出最低價的原因就可以得到答案。除了規模化發展和制造工藝的不斷優化，風險與突發事故發生的可能性降低所帶來的額外費用減少是中東北非地區可以投出該最低價的原因。此外，對于投資巨大的光熱項目來說，其低利率的金融環境也發揮了重要的作用。
　　回到國內，如果在這些方面得到發展，大幅降低光熱的發電成本也并非天方夜譚。2016年底，在一次光熱會議上，浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥分析認為，隨著中國GDP的增長放緩，利息將會降低，如果利率下降兩個百分點，度電成本就會下降一毛錢；技術進步如果使總效率提高兩個百分點，度電成本將會下降一毛錢；單塔規模從50MW提高到100MW，度電成本可以下降一毛錢；未來幾年通過廣大光熱發電供應商的努力，單位千瓦造價下降15%，度電成本將會下降一毛五分錢。到“十三五”末，光熱總的上網電價將會低至0.8元/kWh左右。
　　電力規劃設計總院副院長孫銳在公開場合則表示，現階段光熱發電項目的工程造價在2.5—3萬元/kW，預測到2020年，工程造價會降低到15000元/kW以下。屆時，上網電價會降低到0.75元/kWh以下。
　　“我們預算可以把整個EPC的總成本降50%，也就是說整個建設成本，我覺得可能有50%的空間可以降。現在我們整個的成本用鋼量太大。因為設計的時候過于保守，鋼的成本，占我們里面的成本是非常重要的一個成本，但是由于大家前面都沒有底，大家都是往大了做，特別是國有企業的設計，為了保險起見，用了許多的鋼，因此安裝成本就過高。”章健分析認為。
　　從已有的光熱項目來看，光熱電站效益的保證還要求良好的運維管理。比如說鏡子比較干凈的時候，反光率比較高，鏡子上如果有大量灰塵，最后全都不反光了，那它的光照效率就下降。而且光熱電站同樣要求25年，所以要保證效率，鏡子的破損率要低，需要對鏡子進行保護。比如同樣現在鏡子有些是有背板的，有一種沒背板的，相應的破損率也不一樣。