光热电站投资成本仍然很高，单位千瓦投资成本在4000～9000美元，取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数，而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。此前研究认为，光热发电随着安装规模的扩大，成本按照10%的学习曲线下降（也就是说，装机规模每翻一番，成本下降10%）。

　　但由于世界光热发电增长缓慢，特别是发电部分及电站配套设施成本增加，光热发电成本下降得没有预期那样快。另外，世界上大部分光热电站都在西班牙，而西班牙规定只有单站装机容量在50MW以下才能享受上网电价优惠，这就限制了光热项目做大。西班牙以外地区虽然也有较大的已建或在建项目，但大多都是新技术应用，投资成本和技术风险都很高，导致全球来看光热成本很高。

　　光热电站本质上是蒸汽发电，只是太阳能辐射是最初能量来源。光热电站发电部分的运行和维护与普通火电没有多大差别，需要24小时全天候运行，通常还规定某些时段最少的值班人数。尽管已经实现了高度自动化，但跟踪太阳能的太阳能场仍然需要进行过培训的专业人员开展定期维护工作。

　　一个50MW槽式光热电站的运行人员大概是30个人，另外还需要10个人从事太阳能场的维护工作；一个300MW的电站所需运行管理人员与50MW电站相同，但太阳能场的维护人员需要20-30名。西班牙光热电站运维成本大致为5美分/千瓦时,包括补燃系统燃料成本、镜面清理用水成本、冷凝器冷却等成本。随着电站规模的增加，单位装机容量的运维成本将下降，太阳能辐照条件非常好的大型电站运维成本甚至可以降低一半。

　　由于安装地点、技术路线、电站设计、运行位置等不同，不同光热电站的度电成本差异很大。电站位置决定了太阳能辐照的数量和质量、地面大气衰减、温度变化（影响效率，例如夜晚温度低将增加电站厂用电量，白天温度高可以减少热损失，但也降低热传导循环效率）以及冷却水的可获得性。一般说来，太阳能场小、汽轮机大、以满足峰荷为主的光热电站，其成本要比太阳能场大、汽轮机小、以满足基荷为主的光热电站要高一些。

　　通过收集世界上各个国家光热电站固定上网电价（FIT）或购电协议（PPA），可以在某种程度上推测出度电成本，但数字之间差异很大。西班牙光热电站固定上网电价为30欧分/千瓦时（约合40美分/千瓦时），40%的电站具备7小时储热容量，也就是说仅利用储热能量就可以使电站在额定功率下连续运行7个小时。在一些光照条件好的地区，近期签署的购电协议价仅为这个价格的一半甚至更低。根据公开报道，摩洛哥Noor 1光热电站一期工程的购电协议价为19美分/千瓦时，该电站为16万千瓦槽式光热电站，具备3小时储热能力。美国近期一座光热电站的购电协议价为13.5美分/千瓦时，但是如果加上其享受的投资税抵免政策等优惠，该电站实际享受的上网电价达到约19美分/千瓦时。

　　度电成本与固定上网电价或购电协议价之间的区别在于，固定上网电价和购电协议价通常有效期为20年，个别情况下是30年，但是光热电站的寿命通常都要高于这个年数。美国加州在上世纪80年代建设的那一批光热电站至今仍在运行，其中一些项目寿命已接近30年，某些项目正在考虑增加储热设备，再延长20年寿命，然后再与电网企业（南加州爱迪生电力公司）签署新的购电协议。

【相关内容参考国际能源署（IEA）《光热发电技术路线图》（2014年）】