自2002年国务院印发《电力体制改革方案》（电改5号文）以来，我国的电改之路已经走过了整整15年。从2002年开始，电力行业在党中央、国务院领导下，积极探索了电力市场化交易和监管，相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。
《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）指出，深化电力体制改革要坚持市场化改革，区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。
自2004年3月原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来，除台湾、香港、澳门外的全国31个省级行政区中，有24个在不同时间进行了不同程度的大用户与发电企业直接交易试点，分别是重庆、黑龙江、辽宁、吉林、河南、湖北、湖南、山东、山西、安徽、江苏、福建、广东、四川、云南、江西、宁夏、广西、陕西、浙江、贵州、甘肃、内蒙古和新疆。
特别是2013年5月15日国务院办公厅公布《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，决定取消“电力用户向发电企业直接购电试点”行政审批以来，全国各地大用户直购电试点呈现爆发式增长。截止2018年年底，全国的售电市场在电力改革的推动下，逐渐趋于成熟与稳定。
在这样的大环境下，宁夏回族自治区工业和信息化厅于2018年12月17日正式出台了《关于组织开展2019年电力直接交易的通知（宁工信电力发【2018】69号）》，紧接着和宁夏电力交易中心有限公司于2018年12月29日又出台了《关于开展宁夏2019年年度电力直接交易（双边）的公告（宁电交易公司公告2018年12-15号）》。在两个文件中，宁夏政府和宁夏电力交易中心以市场干预的形式明确要求售电公司按照等额传导的方式，将市场竞得电量、电价传导至用户。这与《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文），附件5《关于推进售电侧改革的实施意见》中第四条“市场化交易”中的第（四）项“结算方式”中规定：“发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。”的意见明显相违背。同时，在文件中，并没有明确售电公司的售电利益从何处体现，但是却明确要求售电公司在承担偏差考核的同时，还要按代理电量缴纳相应数额的履约保证金。如果售电公司按照政府要求进行电力市场化交易，不仅赔了夫人（无售电利益），又折了兵（履约保函费用的年利息+偏差考核费）。