在2021年7月29日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地划分峰谷时段，确定电价价差，建立动态调整机制。在之后两年多的时间里，各省市地区陆续出台相关政策，持续调整电价终端销售措施，普遍或者有选择地区分了分时、分季节，以峰谷平划分的电价水平。部分地区更是出现尖峰、深谷电价，将全天24小时划分为5种电价，进一步拉大了价差。
在过去，传统的分时电价中，电价低谷通常是在深夜，中午是高峰或尖峰时段。但在今年，峰谷电价出现了重大调整。目前，包括青海、宁夏、甘肃、山东在内的10个省份已经明确在中午执行1-8小时不等的谷电，河南在3-5月和9-11月执行午间谷时电价，冀北电网、河北南网则避开夏季，将6、7、8月之外的月份午间执行谷电，江西在重大节假日期间执行午间低谷电价。
这一调整的初心是为了更好的消纳新能源电量。由于谷时电价相对较低，可以促进用户用电量的增加，从而带动该时段内“马力全开”的新能源电量的消纳。有新闻报道提到，“现货谷段（10: 00-15: 00）平均电价同比提升17%以上，晚间峰段（17: 00-22: 00）平均电价同比下降10%”。 引入中午时分的低谷价经用电用户响应之后，中午时分的需求反弹明显。从价格手段的角度看，测硫仪，这一变化符合政策预期。
然而，由于光伏出力大部分处于这一“低谷电价”时期，使得预期发电收入大幅下降，新建项目往往需要重新评估投资回收前景。在政策调整后分布式光伏或将面临配储增加建设成本，或将面临降低光伏发电收益的窘境，这无疑为分布式光伏接下来的发展提出一个新的考验。
近几年来，随着新能源装机的迅速增加，新型电力系统架构导致发电结构发生了巨大变化，新能源发电比例的不断提升使得电网供给端的结构性矛盾日益突出，而仅在日间发电的光伏，更是加剧了日间电网的供需矛盾。
光伏发电的特征很明显，日照强烈的时候发电多，有日照的时候发电，而无日照的时候不发电。有机构表示，基于浙江天气的典型光伏发电曲线表明：光伏的年平均利用因子在11%，满负荷等价小时数1000小时左右，中午11:00-14:00 3个小时的发电量往往占到总发电量的70%，甚至更多。几乎可以说，午间低谷电价形成了对（分布式）光伏的定向“阻击”。
光伏行业相关资深人士表示，分布式光伏的销售电价往往与终端电价挂钩。比如，煤电有自己的价格浮动机制，仅有少部分进入现货市场；大型集中式光伏电站在电源侧执行“标杆电价”，与终端价格不挂钩。所以，峰谷电价价差拉大后，主要影响的就是分布式光伏。
分布式光伏“余电上网”部分的价格由原来的高峰电价变为低谷电价，对收益影响有较大冲击，将会导致整体投资回报期延长。例如，2023年7月，天津创业环保集团股份有限公司就曾因为在山东的两个项目由于分时电价和分时分段发生变化，导致收益率不达标，停止了项目投资。
此外，午间谷电的优化也对作为光伏发电消纳载体的储能有着较大影响。储能的盈利方式主要来自峰谷套利，即用电负荷低谷充电，负荷高峰放电，利用分时电价规则，赚取差价。对此，有部分行业相关人士认为，在中国新能源大力发展的大背景下，当前的分时电价制度虽然能够对用户的用电行为进行有效地调控与改变，但长期而言，只有通过用户端的参与，才能抑制电价的大幅上涨或大幅波动，提升电网的运行可靠性，保障市场供求均衡。通过实时电价促使发电企业积极主动调峰，实现对整个电网资源的合理配置，有效解决消纳问题，因此，实时现货电价替代分时电价，才是应考虑的方向。
也有人认为，分时电价对光伏企业并非噩耗。
从现有峰谷电价改革执行情况来看，午间谷电对光伏行业也有着不容忽视的利好作用。执行午间谷电有利于减少新能源弃风弃光，以电价换消纳。引导工商业用电企业尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，在缓解新能源快速增长对电网冲击的同时，提升光伏消纳量，光伏企业整体收益仍在稳定区间；同时，午间谷电政策也遏制了市场盲目过热投资分布式光伏项目开发，促进整个行业健康平稳发展。
对分布式光伏企业而言，利润空间有所压缩但非常合理。随着光伏成本持续降低，光伏发电成本已下降到0.2元/度以下，分布式光伏企业利润空间实际上仍然较高，按同期电价打8折计算，午间调整低谷电价政策实施后，平段的度电利润在0.352元以上、谷段的度电利润在0.136元以上。长期看，午间谷电可引导分布式光伏上网价格回归合理区间。
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