光熱電站投資成本仍然很高，單位千瓦投資成本在4000～9000美元，取決于項目所在地太陽能輻照資源和容量系數，而容量系數又取決于儲能系統規模、太陽能場規模。此前研究認為，光熱發電隨著安裝規模的擴大，成本按照10%的學習曲線下降（也就是說，裝機規模每翻一番，成本下降10%）。

　　但由于世界光熱發電增長緩慢，特別是發電部分及電站配套設施成本增加，光熱發電成本下降得沒有預期那樣快。另外，世界上大部分光熱電站都在西班牙，而西班牙規定只有單站裝機容量在50MW以下才能享受上網電價優惠，這就限制了光熱項目做大。西班牙以外地區雖然也有較大的已建或在建項目，但大多都是新技術應用，投資成本和技術風險都很高，導致全球來看光熱成本很高。

　　光熱電站本質上是蒸汽發電，只是太陽能輻射是最初能量來源。光熱電站發電部分的運行和維護與普通火電沒有多大差別，需要24小時全天候運行，通常還規定某些時段最少的值班人數。盡管已經實現了高度自動化，但跟蹤太陽能的太陽能場仍然需要進行過培訓的專業人員開展定期維護工作。

　　一個50MW槽式光熱電站的運行人員大概是30個人，另外還需要10個人從事太陽能場的維護工作；一個300MW的電站所需運行管理人員與50MW電站相同，但太陽能場的維護人員需要20-30名。西班牙光熱電站運維成本大致為5美分/千瓦時,包括補燃系統燃料成本、鏡面清理用水成本、冷凝器冷卻等成本。隨著電站規模的增加，單位裝機容量的運維成本將下降，太陽能輻照條件非常好的大型電站運維成本甚至可以降低一半。

　　由于安裝地點、技術路線、電站設計、運行位置等不同，不同光熱電站的度電成本差異很大。電站位置決定了太陽能輻照的數量和質量、地面大氣衰減、溫度變化（影響效率，例如夜晚溫度低將增加電站廠用電量，白天溫度高可以減少熱損失，但也降低熱傳導循環效率）以及冷卻水的可獲得性。一般說來，太陽能場小、汽輪機大、以滿足峰荷為主的光熱電站，其成本要比太陽能場大、汽輪機小、以滿足基荷為主的光熱電站要高一些。

　　通過收集世界上各個國家光熱電站固定上網電價（FIT）或購電協議（PPA），可以在某種程度上推測出度電成本，但數字之間差異很大。西班牙光熱電站固定上網電價為30歐分/千瓦時（約合40美分/千瓦時），40%的電站具備7小時儲熱容量，也就是說僅利用儲熱能量就可以使電站在額定功率下連續運行7個小時。在一些光照條件好的地區，近期簽署的購電協議價僅為這個價格的一半甚至更低。根據公開報道，摩洛哥Noor 1光熱電站一期工程的購電協議價為19美分/千瓦時，該電站為16萬千瓦槽式光熱電站，具備3小時儲熱能力。美國近期一座光熱電站的購電協議價為13.5美分/千瓦時，但是如果加上其享受的投資稅抵免政策等優惠，該電站實際享受的上網電價達到約19美分/千瓦時。

　　度電成本與固定上網電價或購電協議價之間的區別在于，固定上網電價和購電協議價通常有效期為20年，個別情況下是30年，但是光熱電站的壽命通常都要高于這個年數。美國加州在上世紀80年代建設的那一批光熱電站至今仍在運行，其中一些項目壽命已接近30年，某些項目正在考慮增加儲熱設備，再延長20年壽命，然后再與電網企業（南加州愛迪生電力公司）簽署新的購電協議。

【相關內容參考國際能源署（IEA）《光熱發電技術路線圖》（2014年）】