熔盐是光热发电行业目前已知的最为成熟和最为廉价的存储太阳热能的材料，目前光热电站的储热应用普遍见于导热油传热熔盐储热的槽式系统中，但这种系统的储热投资所需成本下降潜力较为有限。而将熔盐同时作为吸热传热和储热工质，则将更大程度上益于降低光热发电的LCOE。
阿海珐退出光热发电产业带来的其中一大损失是这个公司看起来已经贴近将菲涅尔光热发电技术推向成本获得突破性削减的边缘，但其却在这一时刻选择了离开。
在Areva选择放弃光热发电业务之前，此公司已经确信找到了将熔盐技术集合于其线性菲涅尔技术的技术方案。Areva与美国能源部Sandia实验室合作在美国新墨西哥州Albuquerque的国家太阳能热利用测试中心建设的熔盐菲涅尔示范项目将为菲涅尔光热发电技术带来新生，采用熔盐工质将使菲涅尔光热发电可以输出基荷性绿色能源。
重要的是，这也代表着一种新的熔盐应用方式的诞生。熔盐被作为储热材料虽然已经在槽式电站中获得成熟应用，但其依然面临着包括成本削减等一系列的挑战。虽然熔盐储热已经具有相当高的成本经济性。但要降低光热发电的成本，我们一定要考虑储热系统的低成本改进方案。
Solar Reserve公司首席技术官BillGould表示，“如果你需要存储能量，我认为没有比熔盐更好的替代选择了。”SolarReserve一直以来走在熔盐储热技术的最前列，但其开发的是塔式技术。而对于槽式和菲涅尔这类系统集成相对简单一些的技术而言，熔盐作直接工质的技术依然在示范研发阶段。
“大多数人一想到储能，他们就会想到电池。但事实上，电池储能的价格目前是储热成本的5倍到20倍还高，其推广的经济性严重不足。”Gould说道，“以常见的锂离子电池为例，目前最为先进的锂电池技术所能达到的性能和效率已经接近于其理论极限，不可能再有更大的突破。因此即便给予这种研发技术上的投入很多，但其成本依然难以得到一定效果降低。”其它一些储能方案如飞轮储能和压缩空气储能，相对储热技术而言同样相对昂贵，且在很多情况下缺少可融资性（bankable）。
增加熔盐储热系统至一个光热电站的成本一方面也取决于是否同时将熔盐作为直接传热流体。对于直接将熔盐作为唯一工质的光热电站，其成本经济性要好于采用两种工质的电站。Gould表示，“如果有两种传热流体在光热发电系统中，必然会增加很多衍生成本。”比如带熔盐储热的导热油槽式光热发电系统，导热油吸收热量后还需要再与熔盐换热来储热，这就需要一系列的设备增加，同时带来了更多热损，结果导致增加了光热发电站的总体投资。
熔盐塔式技术的优势即在于将熔盐同时作为传热和储热介质予以利用。“我们对无储热电站和带储热电站的投资额已经做了对比分析，得到的答案是两者之间的差别很小。这是因为在给定一个太阳岛的情况下，如果储热系统被移除，汽轮机的规模就必须增加。但从电站性能上来看，显然带储热电站更加优良。在槽式电站中，如果采用熔盐作工质将面临很大挑战，因需要保证熔盐介质在长达数公里的集热管路中流动而不会凝固。”Gould表示。
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由于熔盐原材料产量有限，制约着我国熔盐光热发电行业发展。伴随着光热行业掀起新一轮发展热潮，与其黄金搭档的熔盐储能也开始爆发式增长。有关数据显示，目前正在推进的53个光热发电项目中，有25个采用熔盐储热技术。在业内人士看来，熔盐储能不但可以应用在光热发电行业，还能应用到煤电调峰、供暖
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9月19日，甘肃阿克塞汇东新能源“光热+光伏试点”项目吸热塔顺利结顶，进入设施安装阶段。汇东“光热+光伏试点”项目位于酒泉市阿克塞哈萨克族自治县四十里戈壁千万千瓦级太阳能热发电基地，项目总体装机容量750兆瓦，其中光热发电110兆瓦，光伏发电640兆瓦。
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