这几年，光伏成了中国身陷困境的代表性产业。从无锡尚德到江西赛维，坏消息从未停止过。
太阳能产业除了光伏之外，还有另一个重要分支光热。但后者由于某些特殊原因，被中国地方政府和产业界重视的程度并不够。在光伏碰壁，大量产能闲置的背景下，光热开始崛起。
政策“指挥棒”已在转向。今年9月，发改委发布光热核定上网电价，这意味着光热发电的“销路”有了“法定依据”。此外，国家能源局发布了20个国内首批光热发电示范项目名单。
同时，财政部PPP(政府和社会资本合作)项目也在向光热产业倾斜，国内首个光热全产业链的天津滨海光热产业园被纳入PPP示范名单。
光热发电的电量比光伏稳定，更适合规模化的运营，而光伏作为一种“分布式”发电方式，可以零散，甚至家庭经营。
因此一些观点认为，中国作为资本充裕，政府能“集中力量办大事”的大国，更应该发展光热而非光伏。相反，电网系统落后，资金缺乏的落后国家才应该推广光伏。
那么，为什么光伏在中国远火过光热呢?未来发展光热，如何才能避免重蹈光伏的前车之鉴呢?
光伏困境之鉴
2013年，全球最大光伏发电设备生产商无锡尚德破产重整。
前不久，纽交所上市公司的江西赛维LDK进入破产重组，而另一光伏巨头天威集团同样在10月份向河北省当地法院提交了重整计划草案。
中国光伏产业一线巨头悉数遭遇困境，这个产业正陷入困境。
光伏是个产业链的概念，可以简单分为上下游两个板块。
上游是指光伏设备、组件研发、生产，属于制造业。
无锡尚德、江西赛维和天威集团都属于上游企业。光伏发电设备的主要原材料是多晶硅、单晶硅，由于产能的快速扩张，2015年，我国多晶硅产量跃居世界第一，占全球产量近50%。
中国光伏制造业的崛起得益于外销爆发。德国、西班牙和美国等国家大力推广绿色能源，为“中国制造”提供了巨大市场。
但次贷和欧债危机之后，欧美市场疲软，这些国家为保护国内光伏制造业，“双反”频发，因此光伏制造业开始主攻国内市场。
光伏产业的下游是指光伏电站运营。
随着国家政策扶持，以及制造业企业的出口转内销，中国的光伏发电业开始爆发。2015年，我国光伏新增装机容量1513万千瓦，占全球新增装机的四分之一以上，所使用发电组件占我国年产量的1/3。
到2015年底，中国光伏累计装机容量4318万千瓦，超越德国，跃居全球第一。光伏制造业的“内部消化”，开始成为市场主流。
但光伏的“全产业链亏损”与这个产业的崛起几乎如影随形。在上游，亏损原因无一例外都是产能扩张，但销路受阻。盲目的产能扩张很大程度来自于地方政府助推。
一个有意思的现象是，除了无锡尚德之外，光伏制造业的“大户”多半位于经济欠发达地区。这种特殊的“地域现象”背后，是光伏制造业独特的生存模式。
以江西赛维为例，其鼎盛时期，上缴税收高达13.6亿，是当地新余市财政贡献第一大户。业内认为，赛维早在2012年就因为金融危机和产能过剩出现过经营问题。
但地方政府甚至用财政资金对其进行扶持，同时在地方政府“影响下”，银行也对赛维再次敞开贷款之门，直到本轮债务危机爆发。
赛维的“政商关系”只是产业的缩影之一。对很多地方政府而言，光伏由于属于“环保”、“科技”，符合国家大政方针，对拉动经济和创造税收极其有利。
中西部地区一些实体经济平平的地区，纷纷将光伏作为支柱产业进行招商引资。由于地方政府的“隐性担保”和银行自身的盈利需要，光伏制造业负债扩张成为了一种常态。
在下游的光伏发电领域，产能扩张同样屡见不鲜。一位刚考察过西北光伏发电产业的人士对《南风窗》记者说，在西北某地的高速公路两侧，闲置、废弃光伏电站多得很。
它们发了电后，由于电量不稳定或其他原因，根本无法并网，这等于“产品没销路”。最后，整条产业链就因发了电无法并网，而被“堵死”在了发电站。
光热能否走出新路?
光热和光伏，不同在于发电原理。
光伏利用的是“光电效应”(太阳光射到硅材料上产生电流)直接将光能转化为电能，“光生伏特”故为“光伏”。
光热则将发电分解为两步，一是光能转化为热能，二是热能转化为电能，第二步和火力发电过程并无不同。
看上去，光伏比光热更“高级”，其实不然。太阳能发电最高的成本是能量存储，光伏直接将光能转化为电能，但存储却是大问题。
简单讲，就是晚上、阴天，便可能无法发电或电量不稳定。但光热是先把热能储存起来，然后再发电，所以发电稳定很多。
国内光伏发电困于并网难，很大程度就在于光伏发电在电量稳定上的缺陷。
深圳金钒能源科技有限公司董事长助理胡洋对《南风窗》记者透露，按照电网系统相关规定，不稳定电量不能达到电网系统10%的负荷以上，这意味着大多数光伏电站的电都很难上网。
另外一位业内人士也表示，从其接触范围来看，光伏电站无法并网的超过50%，即有超过一半的光伏电站只是“晒太阳”。
光伏并网难，很大程度还在于光伏发电的技术特征和特殊的政经环境产生了糟糕的“化学反应”。
这是产业的本质缺陷，基本无解。
光伏发电崛起，一种常见模式是地方政府和企业先上项目，至于是否能达到并网要求，并不优先考虑。但光热产业一开始走的路就不同。
今年9月，国家能源局宣布将国内20个项目纳入太阳能热发电示范项目，总装机容量134.9万千瓦，分布在青海、甘肃、河北、内蒙古、新疆等地，原则上应在2018年底前建成投产。
此前，国家发改委已发布通知，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15 元/kWh，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。
换言之，光热走的路比光伏更“谨慎”，即对项目技术水平和并网前景更看重，而项目审批较为严格。
在这20个项目中，由金钒能源实施的甘肃阿克塞太阳能热发电项目已实现首期并网投运，这是全世界首个独立运行的高温熔盐槽式光热电站。
所谓熔盐型槽式光热发电，通俗解释就是，当光能被转化为热能之后，要由特殊介质来传导和储存，而熔盐作为一种优良介质，储热高达580度，是目前最好的光热储存模式。
目前，熔盐型槽式光热发电技术已被金钒能源从欧洲“全产业链式”引进消化，未来将通过天津滨海光热产业园实现产业化。
产业园由金钒的母公司将提供技术支持，将建设反射镜、集热管、驱动器等设备生产制造工厂，技术将全套国产化。
目前，产业园已被财政部列入PPP示范项目。业内认为，PPP主要支持交通类基建，而光热项目入选充分说明国家已认识到光热发展的重要性。
一个有意思的现象是，全球光伏电站发电使用率最高的，很多是落后地区，如撒哈拉沙漠以南非洲。光伏电量不稳定，但家庭也能运营一台小型电站。
但在中国，光伏“分布式发电”的优势很难发挥。中国多数农村都“村村通电”，这未必符合成本收益原则，但这却在挤压光伏的“零售市场”。
其实，越是发达国家，光热被重视程度更高。以美国为例，该国光热发电机组已逾3GW。数据显示，到2020年，数字将达到30GW，即翻10倍。同样，中国也在转向。
2015年12月，能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，中国要实现光热发电总装机容量10GW。