调度计划安排的技术约束条件没有变化
计划体制下，调度机构对于电网日运行方式的安排，应充分考虑电网的结构、电源与负荷的分布以及设备运行的限制等，做到安全性、稳定性、可靠性和灵活性。市场环境下，电力调度机构根据中长期电能交易情况，以及日前交易的竞争结果，仍然需要日运行方式的安排工作。以京津冀电力市场为例，其《方案》指出京津冀电力市场以“中长期差价合同+全电量优化现货市场”为核心特征，差价合同类似于“期货合同”，本质上属于金融合约，只具有结算意义，因此在日前市场阶段仍将开展发电机组竞争的全电量集中优化，在满足电网与机组各类安全约束条件的前提下出清市场，形成次日可执行的发用电计划曲线。
这些安全约束条件，即设备的各运行指标不超过其本身参数要求，是运行方式安排所首先要考虑的问题，不会因为开展电力交易而变化或者放松，比如设备通过的电流超过其热稳定限额、系统短路电流超过开关额定开断电流、发电机组的功率超过其最小出力和最大出力的限额、发电机组的爬升速度超过其能力等等。调度机构在安排运行方式时，仍然会充分考虑频率稳定、电压稳定和功角稳定的限制，利用相关软件计算系统各断面的稳定限额，合理调整开机方式和电网的运行方式，确保各断面潮流在稳定限额以内。
调度计划安排的目标更加清晰
传统体制下，电力调度机构安排运行方式的目标是按照经济调度原则，最典型的是按照等煤耗微增率的原则安排机组发电。厂网分开后，竞价上网等市场化手段没有及时跟进，针对不同利益主体的诉求，按照电监会《关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法》（电监市场〔2003〕46号），电力调度机构计划安排的依据逐渐变为了“三公调度”原则，即同类机组完成年度计划电量的进度大致相当。此后的一段时期，有关部门又提出了按照《关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发〔2007〕53号）要求，按煤耗排序，开展节能发电调度。
市场环境下，电力调度机构的目标不再多元化，不再出现行政调度、经济调度、节能调度、“三公”调度“四不像”，而是单纯的、新涵义下的经济调度，即交易机构和调度机构以购电成本最小化为优化目标，发电企业的能力体现在其申报成本中，所有外部政策因素包括能耗、水耗、气体排放等，都转化（或等效）为外部成本施加在竞争性的市场主体之上，而非施加在调度机构的计划安排目标之上。调度计划安排目标的清晰化，将更加突出调度机构保证电力系统运行安全的专业性，而不是各类事务和利益的综合协调性。
调度运行平衡责任更加明晰、环境更加良性
电力调度机构是电力系统的中枢，原因在于其必须针对电力系统的特性保证供应与需求的实时平衡。在传统计划体制下，命令经济使得调度的权威性得到根本保证，但厂网分开后调度命令往往被打折扣。比如北方地区冬季的调峰问题，一方面可再生能源占比不断加大，一方面绝大多数燃煤火电机组或必须或投机地改造成为了供热机组，于是冬季负荷低谷时段的调峰成为难题，调度很难命令机组进行深度调峰以保证全网电力安全。
但一旦有了电力现货电能量和辅助服务市场，以及需求侧响应，由于市场背后价格机制将发挥作用，进而对市场主体产生强烈的促进电力实时平衡的激励和约束机制，峰谷调节的巨大利益将促使发电企业由不愿参与变为竞相参与，峰谷调节的责任自然由调度机构转向至发电、用电各方，从而客观上缩小峰谷差。有两个典型案例，一是近期东北地区调峰市场启动后由于利益巨大，一些火电机组主动着手进行灵活性改造，大幅度降低机组的最小出力水平；二是德国电力市场中出现平衡基团和平衡基团管理人，基于活跃的电力大宗商品交易，主动对接发电和用户，使得发电生产尽量接近电力负荷。平衡责任的清晰化，减轻了调度平衡压力，有利于保障系统运行安全。
调控资源更加丰富、手段更加多样
计划体制下，电力调度机构的主要调控资源就是控制区域内的发电厂，即统调机组。因此无论电力电量平衡，还是调峰、调频、调压等辅助服务，只能在统调发电机组上做文章。
电力市场建立后，调度机构的调控资源将会更加丰富。除了统调机组会进一步深挖潜力外，一是储能等独立辅助服务提供商会应运而生，华北区域内之前已经出现了储能装置主动提供AGC调频服务的案例；二是自备电厂在利益驱动下可能会加入其中，蒙西、新疆等地区已经出现自备电厂与可再生能源的低谷调峰交易；三是大用户通过需求侧响应主动参与系统负荷调整，当然前提是能够提供差异化的电价信号或政府财政补贴；四是只要价格合理，区外市场主体有意愿通过短期交易，在中长期跨省区交易的基础上，进一步提高电力供电能力。
电力市场建立能够促进调度机构的调控手段更加多样化，除了行政命令，多了经济手段和法律手段，在市场中通过价格信号和经济利益调节市场主体的行为，面对违反《电网调度管理条例》和电力市场规则的各类情况，可以依据市场准入办法、并网协议等进行惩罚。
市场环境下仍需分工协作保电力安全
电力系统是一个有机整体，确保电力系统安全可靠运行是发电企业、电网企业、电力用户和政府部门的共同义务，责无旁贷。面对中央确定的深化电力体制改革任务，谁都不是旁观者，简单地以安全为由推卸改革责任更加不妥。
企业是安全生产的责任主体，应进一步研究和细化市场改革过程中确保电力安全的措施，强化市场交易的安全校核机制，缩短电网与发电、调度中心与交易中心等业务衔接中的磨合过程。市场化促进但代替不了技术进步和应用，电网企业仍然要在智能电网与智能调度技术方面，有效投资，进一步夯实电力市场的安全运行基础。
政府是安全生产的监管主体，有关部门要积极有为，在市场设计和推进过程中，实事求是、广纳善言，不断牵头完善规则，建立交易结果的市场干预机制、电力市场的中止和模式切换机制、安全运行的应急协同机制，将安全元素融入到市场的各个角落。
