据不完全统计，截止到2018年9月底，河南电力市场已准入市场主体已超9000家，其中售电公司已公示22批共330家，真正参与市场交易的售电公司130家左右，河南市场主体准入规模在国网区域名列前茅。
河南目前交易品种仅有年度双边协商和月度撮合(高低匹配出清)两种基本模式，并且偏差考核没有实质性实施，暂未收取履约保函、交易手续费，这对广大市场主体来说无疑是一件好事，我们要知道以广东为例，交易服务费是根据交易电量对发电侧和购电侧进行双向收费，但广东电力交易中心收取交易手续费是用于平衡交易中心正常开支，保持收支平衡，我们知道广东电力交易中心在2016年成立之初，就制定了不以盈利为目的的企业性质，广东电力交易中心是由广东电网公司、粤电集团、中广核、深能、华润(广东)电力销售、广州发展集团组成的股份制公司，并非电网公司100%控股。
反观国网区域各省电力交易中心除山西、湖北、重庆以外均由各省电网公司100%控股，河南也不例外，相信不久的将来交易手续费在所难免。河南售电市场在规模持续增大的同时，相信新的交易规则会进一步增加交易深度以及偏差调节机制。9月份河南能监办发布了关于印发《河南电力辅助服务补偿机制实施方案》的通知(以下简称通知)，标志着河南电力市场建设又向前迈进了一步，《通知》明确了2019年起鼓励采用市场竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励调峰和调频辅助服务按效果补偿，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。并且鼓励售电公司和电力用户参与有偿辅助服务，相信明年河南电力市场在发电侧储能，独立储能电站方向将有大的发展，而售电公司、用户参与进来可能还需要一个过程。有偿辅助服务机制的启动将增大电网调频调峰能力，进一步增加清洁能源的消纳，为加快清洁能源参与市场交易奠定了基础。
预计12月份河南将开展2019年年度双边协商，在最近几个月月度撮合成交价差逐月收窄的情况下，以及即将引入偏差考核的不利因素下，并且发电侧对售电公司透露优惠价差明显低于去年，购电侧在谈电力用户时候不得不收窄保底价差降低风险，而有发电背景的售电公司却在“大口吃肉”，是否是发电侧释放的烟雾弹也未可知，但政策制定者在发电侧和用户侧准入供需比是多少，河南官方一直未曾公布，抛去当期煤价不说，供需比对成交价格的影响毋庸置疑，但从广东、江苏等其他省份成交情况来看，年度双边协商价格往往优于月度竞价，再加上大部分用户都不愿意承担月度交易所带来的成交与否风险以及成交价格不确定风险，用户双边协商真实需求往往超过预期，甚至大部分售电公司仅把通过月度竞价交易当作控制偏差的一个手段，市场真实的供需比倒置也未可知。
跨省跨区交易对售电公司来说或许是提高收益价差的一个不错的途径，随着8月底国家发改委核定了21个跨省跨区专项输电价格后，跨省跨区交易更近了一步，据了解河南区域目前跨省跨区主要通道仅有哈郑±800KV直流通道，每年400亿千瓦时从新疆经这条空中通道送往郑州，郑州航空港大部分电力均来自新疆，但此次核定21条跨省跨区输电价格并没出现哈郑线的身影，而2009年投运的我国第一条特高压交流线路晋东南—南阳—荆门工程据说并没有在河南区域设置落电区，南阳仅仅承担中转任务，我们知道跨省跨区交易输电价格由送出省份输电价格、跨省跨区输电价格、送入省份输电价格三部分组成，而哈郑线或许不久将成为河南跨省跨区交易的重要通道，此外通过德宝线经祁韶线也可将四川境内的清洁水电送到河南，就在今年4月份青海—河南±800千伏特高压直流输电工程项目可行性研究报告通过评审，进入工程核准阶段，这条专为清洁能源外送建设的绿色通道不久的将来势必成为河南跨省跨区交易的主要通道之一。
