新型电力系统的显著特征是新能源在电源结构中占据主导地位。2024年《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）明确要求创新新型有源配电网调度模式，重点在分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充电设施等新型主体发展较快的地区，探索应用“主配微网”协同的新型有源配电网调度模式，强化分布式资源管控能力，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。新能源具有随机性、波动性、间歇性特点，系统调节资源需求大，且新能源大规模并网后系统呈现高度电力电子化特征，与传统电力系统相比，新型电力系统在持续可靠供电、电网安全稳定和生产经营等方面将面临重大挑战：
　　一是电网承载与消纳能力不足、反向重过载问题突出，部分台区在午间光伏出力高峰时段出现反向过载，需紧急切负荷或限功率运行。
　　二是调峰资源结构性短缺、煤电灵活性改造进度滞后，2025年南方区域煤电调峰能力仅45%，难以匹配光伏日内波动（峰谷差达70%）。
　　三是技术集成与兼容性难题、设备接口标准碎片化，逆变器、储能装置与智能终端通信协议兼容性不足，导致数据互通失败率超15%。
　　四是低压侧计量、调度控制系统复杂度与可靠性矛盾突出，分布式光伏“四可”（可观、可测、可控、可调）及未来可溯源、可聚合、可交易等新业态都要求在技术层面实现“感知-本地通信-网关-远程通信-控制主站”全链条协同，多节点故障率叠加（如通信延迟＞ 500ms）可能引发连锁停电风险。
　　五是分布式光伏经济性与投资回报压力，低压台区数字化升级单台区成本约12万元，南方电网需改造的台区超50万个，总投资压力达600亿元。
　　六是电力现货交易业务的加大加深，对于各计量点电能量、负荷等数据需要至少到“分钟级”，方能满足虚拟电厂、负荷聚合商等对15分钟级的实时交易盈利模型的要求。
　　南方电网区域分布式光伏近年来装机快速攀升，自2022年起连续三年实现“翻番”增长，截止目前南方电网区域分布式光伏装机容量已超过5600万千瓦。大部分分布式光伏未实现分钟级数据采集，电力电量预测准确率低，可参与调控的装机占比不足5%。可观、可测能力的不足，难以精准开展电网承载力评估，同时也难以实时监视和预测分布式光伏对系统平衡及配网安全的影响；可调、可控能力的缺乏，导致系统在其他调节手段用尽后，电力电量平衡及安全稳定运行裕度不足。分布式光伏“四可”能力不足已成为制约新型电力系统运行管理水平提升的关键问题。
　　总之，新型电力系统在低压侧的转型需突破技术、经济与政策的多重约束，需要通过统一设备标准、优化协同控制、创新市场机制，提升分布式光伏消纳能力与电网韧性，为“双碳”目标提供底层支撑。电力系统需加速推进以计量系统为基础的低压侧智能化应用经验推广，推动低压侧从被动承接到主动调控的范式变革，其重点之一是推进新一代载波变革和产品升级换代，全面提升低压侧通信水平。