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（2）酒泉送出工程。本工程满足了酒泉风电基地一期风电项目的汇集和送出，同时还满足了地区负荷发展需求，提高了供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中北大桥东风电、北大桥西风电、干河口西风电、干河口东风电、干河口北风电、桥湾风电、昌马风电330kV送出线路2013年输电量分别为2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68亿千瓦时，2014年输电量分别为1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7亿千瓦时，输电能力达到了设计预期。但受电力需求不足的影响，虽未出现因电网原因弃风限电的现象，但工程输电量低于设计预期。
（3）灰腾梁工程。本工程满足了灰腾梁地区12家风电场的汇集送出问题，风电能源的送出能力大幅提高，还提高了锡林郭勒及周边地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。变电站2012年、2013年、2014年输电量分别为69.7、70.8、70.5亿千瓦时。2012年调度运行控制功率为64万千瓦，2013年第二台主变投产后，年调度运行控制功率为128万千瓦，变电站2012年、2013年、2014年实际最大输送功率分别为64.3、91.2、84.1万千瓦；年停运小时数分别为104.85、109.95、385.46小时，输电能力和输电量达到了设计预期。
3．网架加强工程
（1）黄坪工程。本工程加强了滇西北网架，为澜沧江等大型水电接入云南主网提供了汇集点，满足了“十二五”及中长期滇西北中小水电富裕容量及三江干流留存云南大型水电外送，同时还减轻了500千伏大理变供电压力，满足了大理州北部供电需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中黄坪～仁和甲（乙）500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到150万千瓦左右，年输送电量分别为48.3、41.5亿千瓦时；仁和～厂口甲（乙）线路500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到300万千瓦，年输送电量分别为93.3、146亿千瓦时，较好的满足了滇西北地区水电汇集送出的需要，因此从汇集送出该地区水电的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但黄坪变电站2013年、2014年年输电量仅为12.68、5.08亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。
（2）祯州工程。本工程有效加强了粤东电网与珠三角核心电网的联系，进一步拓宽了粤东电源送出通道，为平海电厂等大型电源项目电力安全、高效送出提供保障，有效满足粤东及珠三角地区电力负荷发展需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中胪祯双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为71.9、89.5、63亿千瓦时，最大输送功率可达250万千瓦左右；祯宝双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为170.6、177.3、145.4亿千瓦时，最大输送功率接近400万千瓦，因此，从提升粤东电力送出能力的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但祯州500千伏变电站2012年至2014年输电量仅为8.48、5.9、2.2亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。
（三）电价成本情况
电价成本分析主要包括对工程的测算电价与国家批复电价的对比,以及工程的成本费用分析。
1．电价情况
8项工程中只有锦苏直流工程及锦屏送出工程国家对其进行了电价核定，其余6项均没有电价批复。
《关于向上线和锦苏线±800千伏特高压直流示范工程输电价格的批复》（电监价财〔2013〕2号）对锦苏直流工程的输电价格进行了批复，锦苏直流工程的核定输电价格为0.0856元/千瓦时，输电损耗率为7%；锦屏送出工程的核定输电价格为0.0144元/千瓦时。
锦苏直流工程总投资199.28亿元，按照工程目前及未来年均输送电量330亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0946元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。
锦屏送出工程总投资54.31亿元，按照工程目前及未来年均输送电量460亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0173元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。
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