在政策的助推下，
光热发电行业已经成为太阳能发展的下一个增长点。随着我国太阳能光热发电技术的研发，多个产业化试验站先后建成，一批设备制造企业、项目投资开发企业也加大了研发工作，太阳能光热发电实现了从无到有的突破，但其“居高不下”的发电成本却一直饱受诟病。
新思界产业研究中心发布的
《2016-2020年光热发电行业市场供需现状及行业经营指标深度调查分析报告》显示，光热发电由聚光子系统、集热子系统、发电子系统、蓄热子系统和换热子系统五部分组成。其特点是先将太阳能转化为热能再进行发电，一定程度上可以平抑日照波动，对电网相对友好，同时热能可以有效储存且具有一定的经济性，热源可与火电等热电厂互补，提高发电小时数和调峰，并提供可供调度的电力。
但是，光热行业成本高也是业内共识。首先，光热电站造价成本高。与光伏电站相比，目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦，光热约为22000元/千瓦，美国的光伏电站则为2400-3000美元/千瓦，光热约为5100-6200美元/千瓦，光热造价基本上是光伏的2-3倍。
其次，光热电站投资成本高。粗略计算，百兆瓦电站投资需要近5亿美元。并且光热电站对规模的敏感度较高，只有在规模足够大的前提下，才能有效实现经济效益。也是因为此，即使达到平价上网水平，与光伏电站相比，其投资者还是非常少，这在客观上也会相应延缓其成本下降。
然后，光伏电站对建设条件要求高，客观上增加了成本。光热电站对建设条件要求较高，光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射（DNI）较好的地方，沙漠地区是最好的选择，但这些地方往往较为偏远，电力需求较弱，需要为其建设输电通道将电力送出，这不仅会增加成本，并且也只能享受发电侧电价。
此外，用水问题也是光热发电的一个缺点，现在主要的解决方法是用空冷替代水冷，可有效降低90%左右的耗水量，但同时也会降低发电效率，导致厂用电量增加，损失一部分发电收益，同时也会增加大约3%-8%的发电成本。
降低光热发电成本可以通过规模化，技术进步，规范运营等来实现，但这一路途还有多远呢？日前成本下降在快的南非，四年内下降了一半左右。南非自2011年推出了REIPPP计划，尽管光热发电成本不像光伏降价那么快，但事实上相比REIPPP计划第一轮3.35兰特/KWh的度电成本，到2015年进行的第三轮招标时，中标电价已经降低到了1.65兰特/KWh，下降了近一半。
行业研究人士表示，随着扶持政策的出台，规模化会使设备材料价格下降，引进的技术服务费用也一定会下降，从而我国光热发电成本会下降。并且，经过十三五10GW的发展规模后，电价下降三分之一是比较可能实现的愿望。
但成本下降一半还是有困难的，可能需要十年八年的时间。主要是基于这几点考虑的：一是运营成本，主要是还本付息占比大，银行利率没有大幅下降，就没有运营成本的下降；二是建设成本，因为光热发电的设备材料费占比较大，不管怎么规模化，下降空间是有底的；三是政府的税费不会有大的变化；四是在一定的条件下，发电收入不会有大幅度的提高。
日前，我国基本可生产太阳能热发电的关键与主要装备， 已经基本覆盖光热产业链上下游， 积累了很多关键技术， 一些部件具备了商业生产条件，同时已经有部分综合实力较强的企业已经在可以进行光热电站的综合开发。未来，随着光热发电成本下降，市场将迎来千亿级的增量，将带动相关产业链的发展。
