《报告》指出，电改五年来，发电企业打破过去计划体制下的固有模式，告别单纯发电时代，从后台走向前台，积极向“下”延伸，进入配售电、供冷供热供气领域，实现发(配)售一体、热力源网一体、冷热电水气多联供等领域。同时，培育新的业务板块与效益增长点，与新生的社会配售电公司、电网企业在“交集”领域开展竞争，争夺电力用户、配售电资源，开展竞价交易。发电企业第一次真正经历了电力市场的洗礼，对其经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大又深刻的影响。
近年来，我国发电、电网、电力上下游企业等社会资本抓住机遇，从不同切入点进入综合能源新业态，如清洁热源供热、燃煤耦合生物质发电、分散式低风速海上风电、光热发电、氢能、正反向充电桩、大容量储能等智慧能源项目，实现能源基础设施互联、形式互换数据互用。但《报告》也指出，从目前情况看，综合智慧能源总体进展较为缓慢。
《报告》统计，截至2019年底，多能互补集成优化示范工程23项，其中终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统6个，国家要求首批示范工程原则上应于2017年6月底前开工，在2018年底前建成投产;首批“互联网+”智慧能源(能源互联网)示范项目55个，要求首批示范项目原则上应于2017年8月底前开工，并于2018年底前建成;增量配电业务分四批在全国范围内批复了404个试点，从前三批试点项目来看，多数项目未按时间完成目标，整体推进效果并不理想。
《报告》认为，区域能源发展缺乏顶层设计和统筹规划。目前，我国各地能源规划停留在固有模式上，电、热、冷、气、水等能源规划分属不同部门管理，分别编制，规划之间相互割裂，项目开发以独立开发为主;行业壁垒亟需打破，长期以来我国的电、热、冷、气、水等供应均属垄断性行业，需要打破固有的利益藩篱;现行核准机制不能满足要求，综合智慧能源项目涵盖能源形式多样，相关天然气分布式、光伏、风电、地热能、储能等需分头报批，目前采用的分品种、分环节核准机制无法满足要求;增量配电业务发展阻力大，增量配电业务的发展还存在对增量的界定模糊、争抢控股权、接入电网难、电网信息封锁、增量配网定位不清、价格机制及价格核定方法不明确等问题。
同时，综合智慧能源缺乏相关行业准则和技术标准，相关建设、运营、验收及评审的标准暂无规定。部分无资质的企业承担规划编制，缺乏第三方评估审定，造成综合智慧能源规划不客观、不全面、不准确、缺少科学性的局面。
就盈利模式而言，《报告》指出，目前市场主体接受价格偏高的新能源有一定的过程。综合智慧能源多以天然气、可再生能源等清洁能源为基础，目前阶段供能成本明显高于传统的燃煤供能成本，综合智慧能源项目开发局限于环保要求高、经济承受能力强的发达地区和工商业高端用户;同时，部分项目高投入低回报也是导致项目无法盈利、难以运行的重要原因。《报告》认为，综合智慧能源的“智慧”就是市场化的价格机制下，不同能源主体之间的互动。目前，电力现货市场处于起步阶段，传统的价格机制已不能适应综合智慧能源发展的需要。
