在政策的助推下，
光熱發電行業已經成為太陽能發展的下一個增長點。隨著我國太陽能光熱發電技術的研發，多個產業化試驗站先后建成，一批設備制造企業、項目投資開發企業也加大了研發工作，太陽能光熱發電實現了從無到有的突破，但其“居高不下”的發電成本卻一直飽受詬病。
新思界產業研究中心發布的
《2016-2020年光熱發電行業市場供需現狀及行業經營指標深度調查分析報告》顯示，光熱發電由聚光子系統、集熱子系統、發電子系統、蓄熱子系統和換熱子系統五部分組成。其特點是先將太陽能轉化為熱能再進行發電，一定程度上可以平抑日照波動，對電網相對友好，同時熱能可以有效儲存且具有一定的經濟性，熱源可與火電等熱電廠互補，提高發電小時數和調峰，并提供可供調度的電力。
但是，光熱行業成本高也是業內共識。首先，光熱電站造價成本高。與光伏電站相比，目前我國建設的大型光伏電站單位造價約為8000元/千瓦，光熱約為22000元/千瓦，美國的光伏電站則為2400-3000美元/千瓦，光熱約為5100-6200美元/千瓦，光熱造價基本上是光伏的2-3倍。
其次，光熱電站投資成本高。粗略計算，百兆瓦電站投資需要近5億美元。并且光熱電站對規模的敏感度較高，只有在規模足夠大的前提下，才能有效實現經濟效益。也是因為此，即使達到平價上網水平，與光伏電站相比，其投資者還是非常少，這在客觀上也會相應延緩其成本下降。
然后，光伏電站對建設條件要求高，客觀上增加了成本。光熱電站對建設條件要求較高，光伏的安裝彈性則相對較大。太陽能熱發電主要安裝在太陽能直接輻射（DNI）較好的地方，沙漠地區是最好的選擇，但這些地方往往較為偏遠，電力需求較弱，需要為其建設輸電通道將電力送出，這不僅會增加成本，并且也只能享受發電側電價。
此外，用水問題也是光熱發電的一個缺點，現在主要的解決方法是用空冷替代水冷，可有效降低90%左右的耗水量，但同時也會降低發電效率，導致廠用電量增加，損失一部分發電收益，同時也會增加大約3%-8%的發電成本。
降低光熱發電成本可以通過規模化，技術進步，規范運營等來實現，但這一路途還有多遠呢？日前成本下降在快的南非，四年內下降了一半左右。南非自2011年推出了REIPPP計劃，盡管光熱發電成本不像光伏降價那么快，但事實上相比REIPPP計劃第一輪3.35蘭特/KWh的度電成本，到2015年進行的第三輪招標時，中標電價已經降低到了1.65蘭特/KWh，下降了近一半。
行業研究人士表示，隨著扶持政策的出臺，規模化會使設備材料價格下降，引進的技術服務費用也一定會下降，從而我國光熱發電成本會下降。并且，經過十三五10GW的發展規模后，電價下降三分之一是比較可能實現的愿望。
但成本下降一半還是有困難的，可能需要十年八年的時間。主要是基于這幾點考慮的：一是運營成本，主要是還本付息占比大，銀行利率沒有大幅下降，就沒有運營成本的下降；二是建設成本，因為光熱發電的設備材料費占比較大，不管怎么規模化，下降空間是有底的；三是政府的稅費不會有大的變化；四是在一定的條件下，發電收入不會有大幅度的提高。
日前，我國基本可生產太陽能熱發電的關鍵與主要裝備， 已經基本覆蓋光熱產業鏈上下游， 積累了很多關鍵技術， 一些部件具備了商業生產條件，同時已經有部分綜合實力較強的企業已經在可以進行光熱電站的綜合開發。未來，隨著光熱發電成本下降，市場將迎來千億級的增量，將帶動相關產業鏈的發展。
