同时，10小时储热系统的配置使得新月沙丘电站可以不像Ivanpah电站一样需要使用天然气进行补燃。
我们以位于亚利桑那州、装机规模为280MW的Solana电站为例，该电站由阿本戈集团开发，采用了槽式光热发电技术，并伴有6小时储热系统，通过导热油生产水蒸气发电或将热量传递给熔盐进行储存。该电站至今已经投入运行16个月，自2013年12月-2014年11月一年时间内，该电站发电量达到了606385MWh。
图：壮观的新月沙丘电站
KevinSmith表示：“相比Solana电站采用的导热油传热熔盐储热技术来说，新月沙丘电站的熔盐运行温度可以提高约300华氏度(150摄氏度)以上(新月沙丘电站的熔盐工作温度为550摄氏度，Solana电站工作温度为近400度)，这意味着他们用熔盐换热两到三次所传递的热量我们只需要换热一次，而且相比Solana电站，新月沙丘电站的熔盐罐、泵和熔盐的使用量都大大减少。另外，Solana电站采用的多次换热的技术也使其热损增大，整体效率变得更低了一些。”
事实上，目前Solana电站的开发商阿本戈集团也把目光转向了塔式熔盐光热发电技术。他们认为在沙漠中建设塔式熔盐储热系统要比建设槽式熔盐储热系统成本更加低廉，他们还表示未来在沙漠地区开发的光热项目也很可能会采用塔式熔盐储热的技术路线。
但是将来哪里还会开发含有大规模储热系统的光热项目呢？美国加利福尼亚因为其积极的可再生能源配额制度而成为一个很好的候选，而且其不断增长的储能市场对于储能系统的需要也很迫切。但因为针对商业、工业和公共事业级太阳能系统30%的联邦投资税收抵免(ITC)政策将于2016年末削减至10%，一批伴有长时间储热系统的光热发电项目如阿本戈的Palen、SolarReserve的Rice和BrightSource的HiddenHills等都不得不暂停开发。
谈到储能技术问题，KevinSmith认为目前储能技术的影响力还不够，还没有受到公共事业部门足够的重视。KevinSmith在接受记者采访中指出，通过南加州爱迪生电力公司大力宣传的Tehachapi蓄电池储能项目就可以了解目前人们对于储能技术的态度。
事实上，Tehachapi蓄电池储能项目可能是北美最大的蓄电池储能项目，但其耗资约5000万美元，电能存储能力仅有32MWh。反之，新月沙丘光热项目的储能能力可以达到1100MWh，可以实现10小时全负荷电能输出，而新月沙丘电站的总花费约为9.75亿美元，其中的储能系统的总投资可能仅占电站总投资的20%~30%，相比较来说，储热系统在经济性上明显更加合算。
KevinSmith表示，如果政府能够认识到并重视大规模储热技术的优越性，SolarReserve的储热技术将会得到更快提高。同时，他希望通过技术人员的努力在南非和智利等地正在推进的光热项目中进一步降低储热系统成本。在这些地区目前SolarReserve也在开发一些光伏电站和一些塔式光热电站混合的太阳能园区。
KevinSmith表示：“目前我们比较关注国际市场，因为这些市场都已经做好了准备。至于加州，可能还需要再等待几年时间。”
但可以预见的是，如果新月沙丘电站能够顺利投运并按期达到设计参数，将会加速加州乃至美国政府对于储热技术的接受过程，甚至改变他们对于光热发电行业的支持和重视程度，并对全球光热发电市场起到重要推动作用。
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