IRENA还指出，在2010-2020年期间，光热发电累计装机容量每增加一倍，光热电价将随之下降30%，相对而言，光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅，陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。
同时，不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面：一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距，二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。
上述观点可由一组数据佐证。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出，2017年，迪拜最低光热电价为73美元/MWh，澳大利亚为63美元/MWh，而智利则低于50美元/MWh。但同时，中国的光热电价还在180美元/MWh左右，其它国家的电价则更高一些。
美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示，根据NREL的预测，至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。
而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于“低廉的劳动成本与优惠的融资条件”。当然还有自然资源条件的差异影响。
因此，鉴于光热发电工程的复杂性，单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的，即便技术成熟度相当，放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。
01光热电价下降取决于四个方面因素
美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价，同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。
该公司CEO Kevin Smith指出，超低电价的产生需仰仗4个因素，分别为：劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。
Walters则认为，“规模效益是最为关键的因素，而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。如今，ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%，而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。”
Turchi则认为，新技术是降低光热发电成本的另一有效途径，但实际情况是，一些创新型技术仅应用于个别项目，因此难以为整个光热行业提供可靠的成本估算。
他进一步举例指出，塔式熔盐技术路线目前仍处于“快速学习与优化的阶段”，已建成的塔式熔盐光热项目仍屈指可数。
Turchi表示，根据NREL的观点，随着太阳能领域趋于标准化与成熟，以及建设者和投资者对该技术熟悉程度的进一步加深，熔盐塔式技术路线的成本将实现下降。
Turchi与Smith都认为储能系统是推动光热成本下降的最佳技术。Smith表示，随着储能型光热电站装机规模的进一步增加以及开发商对此类光热电站了解程度的逐步加深，光热成本有望继续下跌。
02光热发电与光伏发电实为互补关系
参加2017塞维利亚光热会议的成员们指出，目前，全球光热发电装机容量仅为5GW，装机容量的巨大悬殊为光伏发电带来了明显的成本优势。
Smith指出，在亚洲地区，尤其是中国，光伏发电利用大规模生产实现降本，这是光热发电无法复制的优势。
Smith表示，光伏发电储能问题尚未得到有效解决，伴随着全球光伏普及率的提高，配电系统所面临的挑战将越来越大。在加利福尼亚州，中国以及太阳能普及率较高的其它市场，解决电力短缺与进行有效调峰的需求持续增长。这些需求无形中降低了无法配置储热系统的可再生能源的未来价值。
最终，正如Walters所说，“光热与光伏对于彼此来说，并不是真正意义上的替代关系，相反，它们是互补的。光伏日间发电与光热夜间储能的有机结合可以为人类提供一种低廉的全天候不间断供电方式。”
Smith补充表示：“值得注意的是，配置储能系统的光热项目能在提供电力的同时通过储能系统发挥调峰能力，因此，不能简单地对比光伏和光热的度电成本，我们需要更精确的成本对比方法来评估储能型光热项目与配置储能电池或天然气调峰的光伏项目的成本差异。”
