我们认为未来国内的光热发电成本的下降空间很大，下降的来源包括新技术的应用、规模化效应的体现以及效率的提高三方面：
新技术的应用：以塔式技术为例，从饱和蒸汽技术到目前直接过热蒸汽技术的变革，从导热油到熔融盐传热/储热介质的发展都使得发电效率提高、发电量增加。
规模化效应的体现：一方面光热电站建设所涉及的材料和设备进入规模化生产阶段后成本有着巨大的下降空间，另一方面单位投资成本会随着电站装机规模的增加而下降。
效率的提高：效率的提高主要来自于学习曲线。随着建成电站的增多，技术人员和工程总包商经验会逐渐丰富，他们会不断改进电站设备的运行效率并优化设计和施工方案。
《中国可再生能源发展路线图2050》和中国光热产业联盟都曾预测过我国光热上网电价的下降曲线，两者的预测范围基本接近。《中国可再生能源发展路线图2050》预测到2020年，我国光热发电的上网电价将从目前的1.3元每度电下降到0.65-0.75元每度电；中国光热产业联盟预测到2020年，光热电网电价将下降至0.67至0.88元，并在2016至2018年间实现每度1元的上网电价。随着光热度电成本的逐渐下降，行业将逐渐脱离政策驱动，进入真正的黄金发展期。从未来发展空间来看，在2012年出台的《太阳能发电发展十二五规划》中，能源局设定的光热发展目标是到2020年累计装机达到300万千瓦。但从光伏的经验来看，实际情况往往会超出原先设定的目标。太阳能发展十二五规划中为光伏设定的目标值是2020年2000万千瓦，但该目标早已提前实现，现在国家对2020年光伏装机的目标值已被调高至1亿千瓦，十三五规划中还有可能继续上调。
我国目前在建、规划中和在开发的商业化光热发电项目的总装机就已超过300万千瓦。因此我们认为光热具备经济性之后，超出2020年300万千瓦的发展目标将是大概率事件。结合近期出台的张家口可再生能源示范区发展规划，仅张家口一地2020年的规模就达到1GW。而我国光热产业的发展重心是在西北地区，西北具备张家口类似资源条件的地区有很多，因此我们认为十三五规划中很可能对2020年300万千瓦的原有目标值进行大幅上调。
根据水规院的资源调查和测算，我国可集中开发的光热装机规模高达3.1亿千瓦。考虑电网的送出和消纳、场址建设条件等因素，中短期内具备开发条件、能够确定具体场址的规模有1280万千瓦。根据该院的初步研究结果，到2020年，全国光热发电开工规模累计可达1000万千瓦、并网规模累计可达500万千瓦。按每瓦20元投资来计算，1000万千瓦的光热项目将带来2000亿元的巨额投资，千亿级的光热市场即将启动。
