2018年之前，中国计划完成首批20个光热示范项目共计1.35GW的装机规模。这20个示范项目共包括9个塔式电站、7个槽式电站和4个菲涅尔式电站。原则上，中国首批示范项目必须在2018年年底之前投入运营才能享受1.15元/kWh（约合$170/MWh）的国家电价补贴。
EmpresariosAgrupado执行董事XavierLara对记者表示：“中国在光热发电的整体布局将会对国际其他市场产生良好的辐射影响。中国20个示范项目1.35GW的装机容量基本上占据了全球光热总装机的四分之一，并且计划在2018年底之前全部并网发电。示范项目集中建设所释放的巨大采购需求势必会推进成本的快速下降。”
在智利，SolarReserve已经为智利装机450MW的Tamarugal光热发电项目投出了63美元/MWh的超低价，无独有偶，在迪拜，迪拜水电局DEWA负责开发的MohammadBinRashidAlMaktoum太阳能园区首轮200MW光热发电项目的上网电价预计将控制在8美分/千瓦时。
国际可再生能源署IRENA此前曾预测在2025年之前，塔式光热发电的平准化发电成本将会下降至8美分/千瓦时。由此看来，当前光热发电技术的成本下降已超出预期。
法国外贸银行全球电力与可再生能源部总监RanjanMoulik在西班牙和阿联酋曾经共参与投资11个光热项目，他对记者表示：“光热发电的开发者已经做出了相当不错且超出预期的成绩。目前储热型塔式光热发电技术不断成熟，其可承担基础负载的优势日益引起重视，成本下降迅速。”
而中国市场的崛起对成本下降的推动力已经开始凸显，从目前中国部分示范项目的招标情况来看，汽轮机、发电机、吸热器等关键设备的价格下降迅速，远快于西方和中东市场相关设备的降幅。Lara认为，“通过首批示范项目的建设，中国的光热EPC也将积累经验并走向国际市场，并进一步推动国际光热电站开发成本的下降”。对中国对成本下降的推动，中东和北非这类纯电力需求驱动型市场是非常欢迎的。
当前，光热项目开发必须重视储能成本的削减，以此来应对燃气发电和PV+储能带来的挑战。沙特阿美石油公司预测光热发电带6小时储能的投资成本将在未来10年内快速下降，从2016年的5.32美元/W到2021年的4.28美元/W，再到2026年的3.80美元/W。IRENA更预测槽式带储能的平准化成本到2025年将削减38%。
