《報告》指出，電改五年來，發電企業打破過去計劃體制下的固有模式，告別單純發電時代，從后臺走向前臺，積極向“下”延伸，進入配售電、供冷供熱供氣領域，實現發(配)售一體、熱力源網一體、冷熱電水氣多聯供等領域。同時，培育新的業務板塊與效益增長點，與新生的社會配售電公司、電網企業在“交集”領域開展競爭，爭奪電力用戶、配售電資源，開展競價交易。發電企業第一次真正經歷了電力市場的洗禮，對其經營理念、安全管理、發展空間、商業模式、客戶服務等產生重大又深刻的影響。
近年來，我國發電、電網、電力上下游企業等社會資本抓住機遇，從不同切入點進入綜合能源新業態，如清潔熱源供熱、燃煤耦合生物質發電、分散式低風速海上風電、光熱發電、氫能、正反向充電樁、大容量儲能等智慧能源項目，實現能源基礎設施互聯、形式互換數據互用。但《報告》也指出，從目前情況看，綜合智慧能源總體進展較為緩慢。
《報告》統計，截至2019年底，多能互補集成優化示范工程23項，其中終端一體化集成供能系統17個、風光水火儲多能互補系統6個，國家要求首批示范工程原則上應于2017年6月底前開工，在2018年底前建成投產;首批“互聯網+”智慧能源(能源互聯網)示范項目55個，要求首批示范項目原則上應于2017年8月底前開工，并于2018年底前建成;增量配電業務分四批在全國范圍內批復了404個試點，從前三批試點項目來看，多數項目未按時間完成目標，整體推進效果并不理想。
《報告》認為，區域能源發展缺乏頂層設計和統籌規劃。目前，我國各地能源規劃停留在固有模式上，電、熱、冷、氣、水等能源規劃分屬不同部門管理，分別編制，規劃之間相互割裂，項目開發以獨立開發為主;行業壁壘亟需打破，長期以來我國的電、熱、冷、氣、水等供應均屬壟斷性行業，需要打破固有的利益藩籬;現行核準機制不能滿足要求，綜合智慧能源項目涵蓋能源形式多樣，相關天然氣分布式、光伏、風電、地熱能、儲能等需分頭報批，目前采用的分品種、分環節核準機制無法滿足要求;增量配電業務發展阻力大，增量配電業務的發展還存在對增量的界定模糊、爭搶控股權、接入電網難、電網信息封鎖、增量配網定位不清、價格機制及價格核定方法不明確等問題。
同時，綜合智慧能源缺乏相關行業準則和技術標準，相關建設、運營、驗收及評審的標準暫無規定。部分無資質的企業承擔規劃編制，缺乏第三方評估審定，造成綜合智慧能源規劃不客觀、不全面、不準確、缺少科學性的局面。
就盈利模式而言，《報告》指出，目前市場主體接受價格偏高的新能源有一定的過程。綜合智慧能源多以天然氣、可再生能源等清潔能源為基礎，目前階段供能成本明顯高于傳統的燃煤供能成本，綜合智慧能源項目開發局限于環保要求高、經濟承受能力強的發達地區和工商業高端用戶;同時，部分項目高投入低回報也是導致項目無法盈利、難以運行的重要原因。《報告》認為，綜合智慧能源的“智慧”就是市場化的價格機制下，不同能源主體之間的互動。目前，電力現貨市場處于起步階段，傳統的價格機制已不能適應綜合智慧能源發展的需要。
