EMA的分支机构PSO负责新加坡电网的调度运行。PSO的主要职责包括系统的日常运行、安全评估以及紧急事故预案。通过对系统未来运行情况的预测，确保EMC制定的调度计划满足系统安全性要求。
调度计划的基本任务是根据负荷预测的结果制定发电计划以满足负荷的需求。在制定调度计划前，PSO需要了解哪些机组被调度及其出力的大小。调度计划由EMC制定，可以在满足系统运行要求的同时，达到市场运行的最优点。PSO引导发电公司按照发电计划发电，对于偏离预测的负荷波动通过辅助服务措施满足。
3.4.1 市场出清机制
市场出清模型（MCE）是一种线性模型，每半小时运行一次，用于确定未来调度时段的调度计划和相应的市场价格。除此之外，MCE模型还可以确定备用机组以及调节机组。MCE模型的目标是在满足系统负荷以及备用需求的前提下，寻求一系列调度措施，使系统的损耗最小。MCE模型考虑的约束条件如下：可调度机组的发电量；网络各节点的预测负荷；系统备用和调节约束（包括可中断负荷）；调度期初始时刻的系统运行状态；可用发电容量；各机组的可调节比率（机组爬坡率）；各机组的发电容量、备用容量以及调剂容量；输电网的传输约束；系统损耗；系统安全约束。
MCE模型除了可以确定调度计划和备用容量外，还可以计算市场出清价格。市场出清价的计算也是基于对未来调度时段的负荷预测。从本质上讲，市场出清价是一种事前价，即未来的电力交易价格，这种价格可以作为市场信号，使发电公司对未来的市场情况作出预测。由于系统损耗和输电阻塞的原因，MCE模型计算出不是单一价格，而是节点价格，网络中不同各节点的价格也不相同。
3.4.2 节点电价
新加坡电力市场采用节点电价：同一时刻，网络中不同位置节点的电价不相同；随着物理特性和网络约束条件的变化，同一节点在不同时刻的电价也不相同，因此，节点电价是随着节点所处的物理位置变化而变化的。市场出清过程可以自动计算出网络中每个节点的电价，每个机组的结算价格按该机组的功率注入节点电价计算。
为了保证调度计划在物理上的可行性和经济上的高效性，MCE模型需要同时出清所有节点电价并且控制各节点之间的潮流，使之满足功率传输约束。由于网络潮流的复杂性，使得综合考虑安全性和经济性变得十分困难。MCE模型通过计算每个节点的电价，使等于或低于出清价格的机组发电，而高于出清价格的机组不能发电，在满足网络运行约束的基础上兼顾效率优先原则，实现了安全性和经济性的统一。
在实际应用中，节点电价也存在一些值得注意的问题：网络损耗、功率传输约束以及环流效应会使节点电价明显升高，制定调度计划时可以通过在初始节点电价基础上增加一个调节量来解决这一问题。虽然市场参与者不必了解节点电价的计算细节，但仍然可以通过观察节点电价的变化来了解系统的运行情况。
从短期的角度来看，利用节点电价，可以制定出最优电网运行计划，使网络的运行效率达到最佳。从长期的角度来看，节点电价可以激励正确的投资方向。在解决输电阻塞问题时，如果采用新建电源的方法，节点电价可以引导发电公司在价格高的节点建设新电源，从而节省电网建设的投资；如果采用增加输电线路，提高输电容量的方法，节点电价可以准确地计算出各方案的经济性，作为择优的依据。尽管某些情况下显得有些复杂，但节点电价仍具有明显的优势，即能够反映出电能传输到网络中每个节点时的实际成本。
3.4.3 统一的售电价格
为了保证用户不因为地理位置的不同而受到价格歧视，批发市场采用统一的售电价格。由于新加坡电网发展比较完善，因此几乎不会因为网络限制而影响节点电价，所以采用统一的售电价格既可以满足经济效益又满足社会效益。统一售电价格为各负荷节点电价的加权平均值，其中，权重系数为各节点的负荷值。按照统一售电价格计算出的总电费与按照节点电价计算出的总电费相同。
由于未能充分考虑网损和输电阻塞的影响，因此按节点电价计算的总购电费有可能大于总的售电费。通常情况下，EMC会在结算过程中将这部分差额费用返还给发电公司。
3.4.4 缺电成本
正常情况下，批发市场的实时电价不会上升得太高。但为了适应极端情况，设定了批发市场电价的上限。这一上限值反映了当系统发电量不能满足负荷需求时的缺电成本，又被称为“负荷损失价”。当电网传输容量不足或线路发生故障时，便会造成缺电，此时的电价采用负荷损失价。如果这种情况发生在预调度期，发电公司从负荷损失价中可以得到系统缺电信息，通过增加出力等措施来满足负荷需求。
负荷损失价作为一种重要的价格信号，可以反映系统容量裕度，从而使系统运行在合理的容量水平。系统中弥补缺电的通常是调峰机组，而调峰机组运行往往是不连续的，因此必须对调峰机组给予合理的补偿，才能保其正常运行。当系统缺电时，电价会变得很高，用户可以通过与发电公司签订双边合同来回避这种价格风险。
3.4.5 电价为负的解释
节点电价可能出现负值。电价出现负值有两种原因：一是发电公司的投标价格为负；二是电网环流造成电价出现负值。负值电价也可以作为一种价格信号，提醒发电公司目前系统发电量过剩，需要减少发电出力。如果发电公司的投标电价为负可能是出于以下原因：在系统负荷较低的情况下，为了保证负荷上升后可以快速发电，发电公司往往希望机组继续运行而不是停机，因为机组启停的成本较高，所以发电公司宁愿为继续发电支付一定的费用，因此投标电价为负。负值电价也可能是电网约束造成的，如环流的影响。当这种情况发生时，表明某一机组需要退出运行，发电公司可以利用这一信息重新调整发电。目前，在新加坡电力市场中，还未出现过由于电网约束造成负值电价的情况。(www.xing528.com)
3.4.6 预交易市场和预调度计划
预交易市场和预调度计划可以帮助发电公司了解未来市场的需求和价格，并根据这些信息制定投标策略和发电计划。预交易市场并不签订任何合同。
在每日的凌晨0:00，发电公司提交下周的发电计划。EMC根据PSO提供的数据预测所有的节点负荷，包括平均负荷、最高负荷以及最低负荷。市场参与者根据以上的信息可以预测未来的市场价格以及系统运行条件，并据此调整各自的交易策略。
预调度计划开始于系统运行当日之前，最长36h，最短12h。在预调度期前提交的投标都被认为是有效的。预调度计划给出系统负荷信息，包括最大负荷、最小负荷等。市场参与者可以根据负荷信息预测未来系统的运行情况。
在每个市场预测期、预调度计划期，EMC发布下列信息：总负荷；网损；各种备用服务需求；调节服务需求；节点电价；各种备用服务的价格；调节服务价格；MCE预测的缺电量；MCE预测的备用服务和调节服务的缺额；各种安全约束。
3.4.7 投标过程
发电公司每半小时对电量和辅助服务进行一次投标，每次投标的价格和发电量都有所不同，如果发电公司对投标不加修改，则认为在整个调度期内发电公司将按照投标电量发电。在市场预测、预调度计划以及实时调度过程中，并不对每个发电公司进行区分，而是以发电公司的总投标电量进行计算。
发电公司的主要投标步骤如下：
（1）基本电量投标：投标开始时，每个发电公司必须提供其基本投标电量，即发电量的基准值。基本电量的投标期为一周。对于小发电公司来说，基本电量是很有用的，通过基本电量可以对市场进行预测。
（2）投标调整：在投标中止之前，发电公司可以根据实际情况的变化对投标进行调整。
（3）10段电量投标：发电公司最多可以将自己的基本电量分为10个不同的等级，每一级采用不同的价格进行投标。
（4）5段辅助服务和调节服务投标：如果发电公司或可中断负荷用户参与辅助服务投标，那么最多可以将投标分为5个不同的等级。
（5）综合投标：在发电公司完成电能量投标和辅助服务投标之后，市场出清模型根据所有发电公司的投标信息计算出市场出清价格。
（6）计算节点电量：在确定发电公司的机组位置之后，计算出每个节点的投标电量。
目前，新加坡电力市场中还没有开展用户投标。EMC根据PSO提供的信息对每个调度期的负荷进行预测。随着节点电价扩展到需求侧，用户将可以直接参与投标。
为了保证系统运行的安全性和可靠性，PSO要求市场参与者提供辅助服务。辅助服务分为几种类型，有些在批发市场提供，有些通过签订双边合同提供。其中，备用服务和调节服务由市场出清过程决定，其他辅助服务需要单独签订合同。备用服务分为三个等级：8秒、30秒和10分钟。
容量在10MW以上的备用机组将得到备用服务费，计算过程如下：首先计算出系统总的备用容量费，然后根据不同备用机组提供备用服务的质量将总备用服务费分配至各备用机组。
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