在一个天然气联合循环电站中，这种系统也可以用于取代风道燃烧器。在加利福尼亚的天然气联合循环(NGCC)电站平均装机大约600MW，能适用Halotechnics的50MW的储热系统，它可以与低到150MW装机规模的电站匹配。
电站一般都要消耗电网中的部分电能作为寄生性消耗，在加利福尼亚州的非高峰用电期，储热系统的电力输入将从午夜以后富余的风力发电中获取。Raade表示，“理论上上我们可以在风力发电场建造储热系统和汽轮机组，但是由于汽轮机的成本太高，整体储能成本将会大幅度提升。”正是由于这个原因，更现实的想法是把储能系统附加到NGCC电站上，因为它已经安装有需要从存储系统提取电能的汽轮机。
加利福尼亚午夜以后的风能将会被转化为热能保存约一天，来供应第二天傍晚上升的用电负荷。而熔盐在超过12小时的时间后仅流失近0.5%的热量，其热损是相当小的，这也保证了其具有可观的经济性。
美国加州是对储能产业支持力度最大的地区，根据相关政策条例，加州公共事业有义务在2020年完成购买安装1.3GW的储能装机。Raade表示，电站业主可以通过增加储能装置来获得额外的政策补贴，获得更大的经济利益。
加州公共事业已经开始测试并示范电网级储能技术的可应用性和商业化价值，来解决装机日益增长的可再生能源愈加严峻的间歇性问题。2014年，加州的可再生能源发电装机增长到21GW，包括水力发电，占加州总发电量的24%，这一比例在2020年计划将达到33%。
电池成本相当于光热发电总体能量存储成本的10倍以上。Solar Reserve的CEO Kevin Smith此前曾以110MW的配10小时熔盐储热系统Crescent Dunes光热电站为例估算，该项目的总存储能量为1100MWh，成本大约为8000万美元。而相对应的是，南加州爱迪生电力公司（SCE）的8MW锂电池储能示范项目Tecachapi项目，储能时长4小时，成本为5000万美元，储能量仅32MWh，存储成本约1500美元/kWh。
Halotechnics的熔盐热储能电池如果单纯地应用于储电市场，为50MW电站满足4小时的储能需求，总计200MWh的储能量的成本约为4000万美元。Raade表示，“我们已经有了一些基础设计方案，在这种规模下其成本大约是200美元/kWh，经济性超过储能电池。在当前，利用熔盐储热系统直接存储电能的成本要低于电网级电池储能的成本，熔盐储热是有竞争力的。”
原标题:熔盐储热技术在储电市场具有竞争力吗？
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