通过对四种技术路线的优劣势比较，我们认为，塔式技术更具备储热和大规模的应用的潜质，更适合中国光照条件较好地区的昼夜温差大、自然环境恶劣、可规模化开发的特点。而塔式技术的储热功能使得其更具备电网友好型性，与光伏和风电搭配后可在一定程度上解决新能源并网的诸多问题。
光热发电的储热功能是其相对于光伏发电最大的优势
9月20日，能源局公布《2015年1-9月光伏发电建设信息简况》。1-9月全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%；弃光主要发生在甘肃和新疆地区，其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，新疆（含兵团）弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。
随着建设规模的持续扩大，未来光伏的弃光率还有增高的可能。我们认为，光伏发电被弃的主要原因是光伏发电不够稳定，对电网不够友好，使得电网企业对光伏并网接入有所顾忌。
光热发电和光伏发电最为重要的差别在于光热发电可以先将太阳能以热能的方式储存起来，并在必要的时候转化成电能输送到电网。
而储能对于弥补太阳能发电的间歇性，以及对电网的调峰能力具有非常重要的意义。可以说，具备储能功能的光热发电是一种电网友好型发电方式，是可以与核电及火电一样作为基荷使用的电源。
光热发电本仍有下降空间
目前，制约太阳能热发电的关键是成本问题。光热发电的初始投资成本远高于其他发电方式，度电成本也较高。
不过，未来光热发电的成本还有较大下降空间，这主要体现在三个方面。
首先是技术路线的不断优化升级，比如发现工作温度更高工作介质、高温度决定了高热值转化效率；还比如，后续随着导热介质耐受温度的提高，热效率将大幅提升，光热发电的成本下降将可能是几何级的。（目前首航节能光热发电的核心设备之一吸热器的材料是公司自有知识产权的SHBG-2第二代材料，耐受温度可以到600度，耐受温度可达到700度以上SHBG-3第三代材料已经出来，未来可以做到900度以上）。
其次是关键生产部件的国产化，目前光热发电系统里面还有相当一部分零部件需要国外进口，而国产化后可使投资成本降低；
第三个成本下降途径是规模效应。这个规模效应体现在两个方面，一是装机容量的增加，这样单位投资成本会出现下降；二是随着光热电站建设规模的增加，原材料和零部件的规模效应也会显现，目前在光热建设规模很小的情况下，很多零部件都需要定制，大大增加了零部件的制作成本。
美国能源部提出2020年的SunShot计划目标，届时实现光热发的的度电成本削减至6美分/kWh，这一价格与传统燃气发电相差无几。如果这个价格能够实现，光热发电的普及将指日可待。
三、光热发电市场空间巨大
国内可供开发土地资源异常丰富
我国拥有丰富的太阳能资源，有专家测算，以年发电量来测算，中国潜在的太阳能集热可发电量为420000亿千瓦时/年，而2014年全社会用电量仅为55233亿千瓦时。仅需用约1％的国土面积来发展光热发电，就可以解决我国100％的能源需求。
另外，从光照条件来看，全国有三分之二以上的面积可以达到年光照时间2000小时以上。
尤其是西部和北部地区，土地和太阳能资源可以满足光热大规模发电的需要，其中有条件发展太阳能电站的沙漠和戈壁面积约为30万平方公里，占我国沙漠面积的33%。其中，甘肃河西走廊、青海、西藏以及新疆的哈密和吐鲁番地区的光热资源条件较好。
以目前唯一投入商业化运营的中控德令哈电站为例，该电站一期装机容量为10MW，占地面积约500亩，稳定之后年发电利用小时数可达2000小时左右，照此测算，仅10万平方公里的年发电量便可达60000亿千瓦时，高于2014年全年的用电需求。
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