雖然沒有足夠多的數據可以精確掌握新近投運的光熱電站的運行和維護成本（O&M），但美國1980年代建成的SEGS系列電站可以給出一些參考性的數據，最早的SEGS1號電站已經運行超過30年，但到現在其仍在運行，且已償清所有債務成本，運維成本即相當于目前的度電生產成本，為4美分/kWh，而目前其新簽訂的售電價格約為6美分/kWh。
上述運維成本中最大的支出之一來自于更換破損的反射鏡和集熱管帶來的成本支出。雖然采用材料上的革新和新的設計及工藝可以有效降低集熱管的故障和損壞率，但目前該電站反射鏡的破損和更換成本仍是其運維支出的一大部分。另外，反射鏡的清洗成本也是重要的構成之一，當地的水資源同樣匱乏。
而新近投運的光熱電站的運維成本預計要比SEGS電站更低一些。這是因為反射鏡和集熱管技術和工藝上的革新使其破損率和故障率大大降低，更換這些設備的總成本支出隨之降低，同時，電站自動化運維程序上的革新也降低了約30%的運維成本。
綜合來看，可以預估槽式光熱電站今天的運維成本約為0.015美元/kWh，這一成本由固定性支出約70美元/kW/年和大約0.003美元/kWh的變動成本構成。對塔式電站而言，預估其固定支出成本為65美元/kW/年。但是，這些成本預測不包括保險費（典型的光熱電站的保險費成本約為每年總投入成本的0.5%~1%）和其它一些可能發生的費用支出，如果把所有的可能性支出都考慮在內做一個大概的預測，當前光熱電站的總的運維成本應該在0.02美元~0.04美元/kWh之間。具體根據電站的規模大小和配置也會有所不同。
通過數據模擬計算，南非的兩個擬建設的100MW級的槽式和塔式電站預估其運維成本（含保險費）在0.03美元~0.035美元/kWh之間，另外一個規模稍小的50MW級電站的單位運維成本則要高出這個槽式電站7%，高出這個塔式電站5%。槽式電站和塔式電站都會受益于其規模經濟效益而帶來運維成本的削減，但對于儲熱系統配置，將電站從4.5小時儲熱升級為9小時儲熱，卻并不能帶來單位運維成本的削減，在槽式電站的案例中，甚至會帶來運維成本的增加。
整體而言，得益于光熱電站運維經驗的提升，以及對運維流程更多自動化程序上的改進和設備可靠性的提升，長期來看，光熱電站的運維成本可以降至0.025美元/kWh甚至更低，甚至在經濟合作與發展組織成員國（OECD國家的人力等成本過高導致項目投資和運維成本較非OECD成員國要高一些）內都有可能。
