其次，局部地区电网存在薄弱环节。
部分地区网架结构与负荷发展不匹配，单线单变供电普遍存在，老旧设备较多，设备设施运维难度大，供电可靠性较差。
部分地区网架结构不合理，短路电流超标，电网被迫分片运行和拉停线路，对电力供应造成影响。部分地区发电厂接入的电压等级不合理，造成电网抵御突发事件的能力不足。
2011年，国家电网局部地区网架结构不能完全满足电力需求，电网运行仍大量依赖安控系统，达到电力安全事故等级的电网有功控制装置共42套，电网严重故障后存在大量减供负荷风险。同期，南方电网发生交流故障导致直流换相失败23次。南方电网存在楚穗直流大负荷运行双极闭锁、多回直流同时闭锁或持续换相失败、稳控装置或主保护拒动等情况，导致主网稳定破坏并造成大面积停电的风险。此外，西南部分地区“单线单变”情况较为突出，供电可靠性有待进一步提高。
电力系统安全运行过多依赖电力二次系统，致使二次系统控制难度大且运行策略复杂，电力二次系统安全风险依然存在。
风电、光伏等新能源发电大规模集中接入加大了电网安全运行风险。
如甘肃河西电网，预计2012年底通过敦煌变、嘉酒电网集中接入的风电合计达648万千瓦。风电集中接入规模继续增大，仍存在电网故障冲击，导致集中接入的风机有大规模脱网的可能，存在系统低频及设备过电压风险。
部分重要输变电设备故障突出。新投产的±800千伏直流输变电系统部分设备存在缺陷,对系统运行产生了冲击。
750千伏交流电网因电抗器等设备长时间维修，给电网运行方式安排和运行控制带来了困难。500千伏和220千伏电网部分GIS、变压器以及断路器等关键输变电设备的质量问题仍然时有发生。
少数电力设备存在原理性或工艺性缺陷等“家族性”问题，且治理工作量大、需要时间长，对电网运行产生了影响。
部分主力发电机组和发电厂运行不稳定。2011年，单机容量30万千瓦及以上火电机组，因电厂炉、机、电、煤等原因发生非计划停运的次数明显增加。据统计，接入国家电网的30万千瓦及以上火电机组因上述原因发生非计划停运的次数为1603台次，同比增加24.9%;接入南方电网的30万千瓦及以上火电机组发生非计划停运的次数为528台次，同比增加10.7%。
同时，据华东电监局专题调研，华东区域在运百万千瓦超超临界火电机组共23台 (占全国同类型机组50%)。5年来，21台机组(2台新投运机组不纳入统计)累计发生非计划停运139次，其中锅炉侧故障引发非停67次;“四管”泄漏33次，每次造成机组非计划停运约为100小时，且处理成本高，损失电量大。
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