《報告》指出，電改五年來，發(fā)電企業(yè)打破過去計劃體制下的固有模式，告別單純發(fā)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(xiàn)發(fā)(配)售一體、熱力源網(wǎng)一體、冷熱電水氣多聯(lián)供等領域。同時，培育新的業(yè)務板塊與效益增長點，與新生的社會配售電公司、電網(wǎng)企業(yè)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(fā)電企業(yè)第一次真正經(jīng)歷了電力市場的洗禮，對其經(jīng)營理念、安全管理、發(fā)展空間、商業(yè)模式、客戶服務等產(chǎn)生重大又深刻的影響。
近年來，我國發(fā)電、電網(wǎng)、電力上下游企業(yè)等社會資本抓住機遇，從不同切入點進入綜合能源新業(yè)態(tài)，如清潔熱源供熱、燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電、分散式低風速海上風電、光熱發(fā)電、氫能、正反向充電樁、大容量儲能等智慧能源項目，實現(xiàn)能源基礎設施互聯(lián)、形式互換數(shù)據(jù)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(tǒng)計，截至2019年底，多能互補集成優(yōu)化示范工程23項，其中終端一體化集成供能系統(tǒng)17個、風光水火儲多能互補系統(tǒng)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(chǎn);首批“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源(能源互聯(lián)網(wǎng))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(yè)務分四批在全國范圍內(nèi)批復了404個試點，從前三批試點項目來看，多數(shù)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(qū)域能源發(fā)展缺乏頂層設計和統(tǒng)籌規(guī)劃。目前，我國各地能源規(guī)劃停留在固有模式上，電、熱、冷、氣、水等能源規(guī)劃分屬不同部門管理，分別編制，規(guī)劃之間相互割裂，項目開發(fā)以獨立開發(fā)為主;行業(yè)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(yè)，需要打破固有的利益藩籬;現(xiàn)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(huán)節(jié)核準機制無法滿足要求;增量配電業(yè)務發(fā)展阻力大，增量配電業(yè)務的發(fā)展還存在對增量的界定模糊、爭搶控股權(quán)、接入電網(wǎng)難、電網(wǎng)信息封鎖、增量配網(wǎng)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(yè)準則和技術標準，相關建設、運營、驗收及評審的標準暫無規(guī)定。部分無資質(zhì)的企業(yè)承擔規(guī)劃編制，缺乏第三方評估審定，造成綜合智慧能源規(guī)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(tǒng)的燃煤供能成本，綜合智慧能源項目開發(fā)局限于環(huán)保要求高、經(jīng)濟承受能力強的發(fā)達地區(qū)和工商業(yè)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(xiàn)貨市場處于起步階段，傳統(tǒng)的價格機制已不能適應綜合智慧能源發(fā)展的需要。
