2021年8月31日，廣東省發展和改革委員會發布《關于進一步完善我省峰谷分時電價亨策有關問題的通知》，在2021年7月29日發改委正式發布《關于進一步完善分時電價機制的通知(發改價格〔2021〕1093號)》之后，率先吹響了省級電力市場電價政策改革的號角。
根據廣東省的文件，其要點是：
1、峰谷分時電價政策實施范圍維持不變，即包括大工業用戶、普通工業專用變壓器用戶
2、優化時段，全省統一劃分峰谷分時電價時段，高峰時段為10-12點、14-19點；低谷時段為0-8點。
3、拉大峰谷比價，峰平谷比價從現行的1.65:1:0、5調整為1.7:1:0.38。
4、實施尖峰電價，執行時間為7月、8月和9月三個整月，以及其他月份中日最高氣溫達到35℃及以上的高溫天（日最高氣溫以中央電視臺一套每晚19點新聞聯播節目天氣預報中發布的廣州次日最高溫度為準，次日予以實施）；尖峰電價每天的執行時段為11-12時、15-17時共三個小時；尖峰電價在上述峰谷分時電價的峰段電價基礎上上浮25%。
5、自2021年10月1日起執行。
1、電價具體變化情況
廣東全省按地區共分成6個電價區域，分別是：廣州、珠海、佛山、中山、東莞等5市；惠州、江門；汕頭、潮州、揭陽、汕尾、陽江、湛江、茂名、肇慶等8市；云浮、河源、梅州、韶關、清遠等5市；連州市。
一、廣州、珠海、佛山、中山、東莞等5市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了10分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價增加了0.03~0.59分/千瓦時。
2、調整前峰谷電價價差約為3.12:1；調整后峰谷電價價差約為4.47:1；而尖谷電價價差約為5.59:1。
二、惠州市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了10分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價增加了0.13~0.50分/千瓦時，但220千伏及以上電度電價下降了0.12分/千瓦時。
2、調整前峰谷電價價差約為3.10:1；調整后峰谷電價價差約為4.47:1；而尖谷電價價差約為5.59:1。
三、江門市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了10分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價增加了0.03~0.52分/千瓦時。
2、調整前峰谷電價價差約為3.11:1；調整后峰谷電價價差約為4.11~4.83:1；而尖谷電價價差約為5.13~6.03:1。
四、汕頭、潮州、揭陽、汕尾、陽江、湛江、茂名、肇慶等8市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了8.45~9.85分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價下降了0.07~0.41分/千瓦時，但不滿1千伏和1~10千伏的一般工商業電度電價分別增加了0.05分/千瓦時和0.18分/千瓦時。
2、調整前峰谷電價價差約為3.08:1；調整后峰谷電價價差約為4.05~5.05:1；而尖谷電價價差約為5.06~6.31:1。
五、云浮、河源、梅州、韶關、清遠（不含連州）等5市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了7.84~9.40分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價下降了0.01~0.66分/千瓦時。
2、調整前峰谷電價價差約為3.06:1；調整后峰谷電價價差約為4~5.24:1；而尖谷電價價差約為5~6.55:1。
六、連州市電價變化情況
主要變化情況：
1、低谷電價普遍下降了7.84~9.40分/千瓦時；平段電價普遍下降了2.77分/千瓦時；高峰電價下降了0.01~0.66分/千瓦時。
2、調整前豐水期峰谷電價價差約為1.06:1；調整后豐水期峰谷電價價差約為1、86:1；而尖谷電價價差約為2.32:1。調整前枯水期峰谷電價價差約為1.06:1；調整后枯水期峰谷電價價差約為1.89:1，而尖谷電價價差約為2.36:1
2、峰谷時段變化情況
從最新的峰谷時段設置情況來看，除了季節性增加尖時段，主要一是取消了地區之間的差異，二是增加了峰時段時間。
3、淺見
從廣東省出臺的電價調整政策來看，調整后，峰、平、谷電價總體上皆有不同程度下降，在不考慮其他因素的情況下，理論電費支出會有所下降。但是調整后峰時段共有7個小時，比調整前的6個小時增加了1個小時。再結合尖時段的設置，用戶最終的電費變化將取決于高溫月份和高溫天的用電情況。
另外，農業相關用電的電價普遍下降了0.2分/千瓦時，也算是電網對惠農政策的進一步響應。
還有，居民用戶電價在本通知未做調整，應仍執行當前電價。而在峰谷時段方面，若就“居民用戶的峰谷分時電價政策按本通知規定調整”進行理解，則峰谷時段也隨本通知進行了調整：峰時段共7個小時，谷時段共8個小時，平時段共9個小時。
從峰谷電價價差來看，與“峰谷電價價差原則上不低于4:1”進行比較，廣東本輪調整力度是超過預期的。從金額角度來看，調整后峰谷價差普遍達到或超過8角/千瓦時，價差增加了約1角/千瓦時。而在尖峰電價時，價差可以達到1.1元左右/千瓦時。
以當前的儲能單位容量投資成本，目前在峰時段基本顯然還不具備明顯的投資前景，而尖時段全年累計僅約300小時，也還不具備明顯的經濟效益。現階段，儲能市場核心還是在于儲能建設成本的進一步降低。
