另外，《报告》分析指出，±500千伏德宝直流工程年输电量和利用小时数总体上达到设计预期，但华中送西北电量偏少，输电能力未达到设计预期。
《报告》还指出，晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程及扩建工程(2011年12月16日正式投入运行)最大输电能力可达设计预期，但工程利用小时数偏低。
据悉，2012、2013年实际调度运行最大输电功率为500万千瓦，输电量分别为133.11、123.34亿千瓦时，年利用小时数分别为2662、2467小时，工程利用小时数较低。
此外，海南联网Ⅰ回工程因其主要意义为提高电网运行的安全可靠性，不宜从输电能力和输电量角度评价其运行实效。
《报告》同时剖析了影响电网运行实效的几个重要因素：
一是区内电网存在瓶颈，部分跨区联网工程功能未能充分发挥。据《报告》，±500千伏德宝直流工程夏季华中送西北输送能力最大为150万千瓦，低于设计预期(300万千瓦)，主要原因便是西北电网内部存在330千伏输电断面过载。
二是受枯水期水量制约，部分水电配套送出工程利用率偏低。例如±500千伏葛沪直流综合改造工程，其2012年、2013年工程年利用小时数为2985、2186小时，虽已满足将三峡地下电站所发电力送往华东电网消纳的设计预期，但工程利用率偏低。
三是电厂与送出工程投产时序协调，可避免电厂“窝电”或送出线路利用率低，有利于保障电厂及送出工程高利用率。
建议建立合理的电价调整机制
《报告》分析指出，按实际输电量和预计年输电量测算，跨省区联网和电厂送出工程中多数工程电价低于国家批复电价。
以±500千伏德宝直流工程为例。该工程执行两部制电价,国家批复价格以前,按照报备的价格水平执行,容量电价81.38元/千瓦?年，电量电价27.12元/千千瓦时;自2012年2月15日起，按照国家批复价格执行，容量电价70.64元/千瓦?年，电量电价31元/千千瓦时。
该工程总投资47.69亿元，按照工程实际输电量和未来预计年输电量测算电价，预计工程未来年输电量130亿千瓦时，容量电价按照国家批复价格计算，测得工程单位电量分摊电价为28.66元/千千瓦时，低于国家批复电价。
同时，部分工程仍存在测算电价高于国家批复电价的情况。如晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程国家批复电量电价44.7元/千千瓦时，而测算分摊电价为53.16元/千千瓦时，高于国家的批复电价。
《报告》建议，建立合理的电价调整机制，对国家批复输电价格的跨区工程，要加强工程成本和收入的定期监管，适时对批复价格进行动态调整;对送出工程和网架加强工程，要定期梳理产业链上下游价格、缓解价格矛盾;对联网备用工程，要按照“谁使用、谁承担”的原则建立合理分摊费用的投资回收机制。
建议合理归集单项输变电工程运维费用
《报告》指出，目前部分电网企业对输电工程采取属地化为主的运维管理方式，供电企业同时承担着不同电压等级工程的运维工作，厘清单项输变电工程的实际运维成本难度较大。
对此，《报告》认为，电网运维成本的细化有待进一步加强，电网企业应加强成本精细化管理，梳理项目运行成本，合理归集运维费用，为成本分析和效益测算提供依据。
项目环评与工程设计衔接有待加强
据悉，10项电网工程在设计、施工、建设等方面均采取了有效措施，基本落实了环境保护和水土保持的要求。大多数工程生态环境、电磁环境、声环境、水环境等指标满足现行相关标准限值要求，达到设计预期。
但《报告》分析指出，目前，个别工程可研深度不够，环评措施的预见性和准确性较差，导致工程竣工后环保验收不达标。与此同时，部分项目未严格履行环评相关政策，部分工程未取得环评部门验收合格意见投入正式运行，竣工环境保护验收管理有待加强。
例如，青海西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程竣工后没有及时组织环境保护验收调查。
对此问题，《报告》指出，需加强电网项目环境影响评价与工程设计的衔接，在电网项目初设及施工图阶段引入环评措施复核机制，若与可研阶段有较大差异，项目建设单位应及时与环保部门沟通，采取相应的调整措施，以避免工程竣工后环保验收不达标。