何继江的第二个建议为，位于低压侧的分布式光伏应调高余电上网电价。对此，他解释称，分布式光伏是在低压侧并网。目前分布式光伏的余电上网的定价与本省市的煤电价格绑定。然而这种定价方式忽略了分布式光伏的一个重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用户，因而输配成本很低。火电厂发电上网总是接入高压电网，然后再经输电网络和配电网络到用户。分布式光伏比火电并网所产生的系统成本要低很多，但目前定价策略没有体现这一特点。
在电力体制改革深入到市场化定价实现之前，建议对光伏直接调高余电上网电价，即在现有煤电标杆电价基础上加上输配电价。北京市的输配电价尚未公布，目前可暂时借用最具可比性的深圳市已公布的输配电价。深圳市2016年10千伏的输配电价为0.1802元。建议北京市在10千伏以下接入的光伏的余电上网电价调整为0.3515+0.1802，共计0.5317元。北京明确输配电价后可对其重新核定，其它地区可参照该原则确定低压侧并网电价。
国家给分布式光伏的度电补贴和地方性的补贴继续保留。比如，国家的0.42元的度电补贴。随着光伏成本的不断下降，这部分补贴可以降低，从而有效减少国家的财政补贴压力。但在国家对煤电收取碳税之前，这个补贴不应该完全取消。
分布式光伏有必要试行峰谷电价
何继江博士给出的第三个政策建议是“分布式光伏有必要试行峰谷电价”。他认为，目前光伏并网的价格政策还有一个缺点是没有体现根据负荷需求调节电价的市场原则。白天是负荷高峰期，大部分地区目前实行用电侧峰谷电价。光伏在白天发电，能够缓解白天的负荷压力，应当给予鼓励。在目前现货市场尚未运作的情况下，建议实施发电侧峰谷电价。
目前，我国部分地区的小水电运用市场原则设计峰谷和丰枯电价，这对分布式光伏的定价机制有明显借鉴作用。以广东北部某市为例，小水电可以选择固定综合价，或者峰谷价，一年只能选择一次。实际上小水电基本都采纳峰谷电价。小水电综合价为0.4282元，峰谷电价的峰谷比为1.5:1，丰枯电价的丰枯比2:1。小水电丰水期峰期电价0.4469元，谷期电价0.2234元。小水电枯水期峰期电价0.6703元，谷期电价0.3352元。这种定价策略体现了根据负荷调节电价的市场原则。
北京市采用电度电价采用尖峰、高峰、平段和低谷四个价格。夏季光伏发电早于凌晨7点，此时是低谷时段，以后经历了平段、高峰时段和尖峰时段。将政策建议二中所设计的光伏发电标杆电价作为平段时段，设计高倍率和低倍率两种方案测算峰谷电价，高倍率方案中高峰电价以1.5倍度测算，尖峰电价以1.6倍度测算，低谷电价以0.5倍度测算。低倍率方案中高峰电价以1.3倍率，尖峰电价以1.4倍率，低谷电价以0.7倍率测算结果见下图。
在这个方案中，高倍率方案下10：00至15：00点之间，光伏上网价格为0.7679元每千瓦时，在低倍率方案，价格为0.6912元每千瓦时。
这个政策可以考虑以暂定实施5年左右，随着未来分布式光伏规模的增加、负荷特性的变化，以及电力现货市场的建设，该项政策最终将被现货市场所消化。
何继江博士认为，如果采用这三项政策方案，有以下四个明显的作用。其一，此电价政策有利于未来集中式光伏与分布式光伏统一为度电补贴政策，同时又以市场化的方式鼓励分布式光伏就近建设。第二，此电价政策实现低压侧分布式光伏并网价格高于高压侧光伏并网价格，能有效鼓励分布式光伏就近建设。第三，此电价政策有利于未来逐步降低分布式光伏的补贴，减少国家财政补贴压力。第四、峰谷电价的设计有利于各类市场主体了解现货市场的运行特征，同时有利于未来到现货市场的平滑过渡。
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