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前言
打开全国居民电价的对比清单，很容易看到一个让人意外的结果，上海、海南、江西排在居民电价前列，江西电价水平几乎追上上海。
不少江西居民都会感慨，本地可以做出性价比很高的螺丝，可每个月收到电费账单的时候，收费标准却已经向北上广靠拢。
上海电价偏高的逻辑并不难理解。
这片区域国土面积只占到全国0.07%，承载全国2%的人口，创造出4%的国内生产总值，用电需求常年处在高位。
本地没有煤炭资源，石油、天然气储备同样匮乏，绝大部分电力都要依靠外省输送。
远距离跨区域送电，配套的输送设施和转运成本都会叠加到电价里，相当于远距离订购电力，附加的输送成本自然推高了最终的电价。
海南的情况和上海有相似之处。
琼州海峡隔开了海岛与大陆，本地化石能源储量有限。
火电发电所需要的煤炭，需要经由海运、公路、铁路多段转运才能上岛。
多环节转运拉长供应链，燃料成本随之上涨，最终反映在居民用电账单上。
看到上海和海南的情况，再回头看江西，就很容易生出疑问。
江西探明煤炭储量仅占全国0.36%，煤炭资源算不上充裕。
但省内丘陵密布，大大小小的河流多达2400多条。
很多人会下意识觉得，江河众多的地方，水能资源充足，再加风能、太阳能加持，电价应该更亲民。
云南就是很好的参照，当地清洁能源发电占比超过87%，居民电价长期维持在低位。
并不是江西不想开发清洁能源，而是地形条件限制了水能开发的潜力。
省内山体大多是低矮丘陵，河道整体落差偏小，很难释放水流蕴藏的能量。
赣江作为江西第一大河，年径流量687亿立方米，水量甚至超过黄河。
但整条干流天然落差只有937米，折算下来平均每公里落差只有1到2米。
平缓河道很难修建大型水电站，水能开发空间被大幅压缩。
全省清洁能源发电量，只占到总发电量的23.7%，剩下七成以上的电力缺口，只能靠从外省购电，或是外运煤炭回来建设火电厂填补。
煤炭采购、长途运输、跨省送电产生的各类开支，都会折算进电价成本，由终端用电用户共同承担。
发电端的难处只是一部分，崎岖地形还给电网建设和运维增加了巨大压力。
在山区架设输电铁塔、铺设线缆，需要翻山越岭，整体建设成本能达到平原地区的三倍以上。
江西降水丰富，暴雨、山洪时有发生，台风外围气流也会偶尔影响这片区域。
架设在山野之间的线路，更容易受到恶劣天气冲击，故障发生概率更高。
巡检排查、应急抢修都要投入大量人力物力，这笔运维开支每年都必不可少。
从2012到2022这十年，江西累计投入1378亿元用于电网建设。
巨额的基建投入不会一次性结清，而是分摊在长期电价当中。
这也就能解释居民心里的落差，收入水平还没能追上一线城市，电费却先一步向它们看齐。
当然，现状不会一直固定不变，江西已经着手布局，想方设法压低电力成本，给居民减负。
能源转型是破局的核心，当地已经明确规划，到2030年前新增1800万千瓦风电、光伏装机。
等这些新能源项目全部建成投产，每年理论发电量接近400亿度，大约占到江西当前总用电量的五分之一。
源源不断的本地绿电投产，能够减少对外省购电的依赖，从源头降低外购电力带来的附加输送成本。
除了新建新能源电站，省内电网的升级改造工程也在持续推进，目标就是压缩输电过程里的电量损耗。
早些年，从外省购入的1000度电，经过长途输送，送到用户手里只剩下大约940度，线损率达到6%。
随着电网硬件更新、数字化运维手段落地，如今综合线损率降到3.8%左右。
同样采购1000度电，损耗变少，抵达千家万户的电量就更多。
固定的基建成本被分摊到更多电量上，单位电价的压力也能得到缓解。
每降低一点点线损，累积起来节约的电量规模十分可观，长期投入带来的红利，会慢慢释放出来。
针对居民家庭，还有峰谷电价这个可以自主选择的政策。
符合条件的一户一表用户，可以到供电营业厅或者国家电网APP提交申请。
电价会根据用电时段浮动，用电高峰小幅加价，夜间低谷时段降价。
以赣州的执行标准为例，每日8点到22点为高峰时段，每度电上调0.03元；其余低谷时段，每度电下调0.12元。
价差幅度不算特别大，但对于习惯夜间在家开空调、看电视、使用各类家电的家庭，长年累月下来，省下的电费也是实实在在的。
需要注意，峰谷电价方案选定后，一般一年内不能变更，最好先评估自家的用电习惯，再决定是否申请。
电价不是一个孤立的数字，它是自然资源禀赋、地理条件、长期基建投入共同形成的结果。
山区省份发展电力，天生就要承担更高的建设和维护成本，这是无法回避的客观现实。
随着新能源电站陆续投产，电网持续迭代优化，电力供应的成本压力会逐步缓解。
期待能源转型稳步推进之后，江西老百姓可以迎来更实惠的电价，不用再对着电费账单感慨。
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