依据台湾地区《电业法》，台湾电力公司（下简称“台电公司”）负责台湾岛及金门、马祖的供电义务。台电公司成立于1946年5月1日，属公用电业，经营范围涵盖发电、输电、配电与售电业务，事业主管机关为“台湾经济部”，下设“国营会”监督管理台电的各项运营。
1994年之前，台湾地区所有电厂、电网和购售电业务均由台电投资和运营。1994年之后，发电侧开放引入民营电厂，民营一般电厂的电力以及热电联产机组的盈余电力仍统一由台电公司全额收购并销售。本文采用台电公司口径，对全台湾地区的电力电量进行分析。
台湾地区公用交流电网频率为60Hz，由超高压345kV，输电161kV、69kV，22～11kV及低压配电电压等级构成。
截至2018年底，台湾地区装机容量5268万kW，其中抽水蓄能、火电、核电和可再生能源装机比重为5∶75∶9∶11，发电量比重为1∶84∶10∶5。具体见图3、4。根据台电公司的调度运行规则，扣除新能源电厂的发电后，一般先由发电成本低的机组开机，因此核电和燃煤电厂的发电利用率一般较高。根据台电公司2018年统计，台电自有火电机组、核电机组的年发电利用小时分别为6430h和6141h，其中燃气机组的年发电利用小时数6364h，而民营燃煤电厂的机组年发电利用小时数约6831h，民营燃气电厂的机组年发电利用小时数约4009h。
台湾地区用电结构中第二产业用电比重较高，是地区用电的主要构成部分，一般在60%～63%。全年最大负荷与福建省相似，一般出现在气温最高的七、八月份，全日最大负荷出现在午后1时至3时之间。全年最大负荷利用小时数一般在6200h以上，较福建省略高。
2018年台电公司供电最大负荷3706万kW，近年来用电负荷依然呈现持续增长的态势，但台湾新增电厂建设较慢，加之第四核电厂的封停、第一核电厂的逐步退役，地区系统的备用容量率逐年下降，近三年已经下降至10%左右，低于政府核定的15%标准。
从反应运行当日充裕情况的备转容量率来看，扣除装机容量中不可靠出力，近3年台电公司电力系统最低备转容量率实绩分别为1.64%（2016年5月）、1.72%（2017年8月）、2.89%（2018年5月），主要因高温炎热气侯天数多，且机组发生临时性故障（如破管、电塔倒塌），以致用电需求激增、供给能力降低；2016—2018年间备转容量率低于6%的天数，从80天突增到109天，显示电力供应较为吃紧；2018年在包括大潭#7燃气单循环、通霄新#1及大林新#1等机组完工商转下，备转容量率低于6%之天数降至29天，供电紧张情况有所缓解。
2013—2018年，台电口径年最大负荷从3396万kW增长至3706万kW，年均增速1.8%。根据台湾电力公司《2017年长期电源开发方案》以及《2018年电力供需报告》，随着经济成长、气候变迁及推动产业发展的影响，未来用电需求逐年增加的趋势基本不变，但增速趋于下降。预计2020年最大负荷预计3792万kW，2025年将突破4000万kW，达到4045万kW，2016—2020年、2021—2025年年均增长率分别为1.5%、1.3%。
台湾地区目前在建的主要大型电厂有大林新、林口新、通宵新、兴达新、大潭等火电厂以及第四核电厂，但在福岛核事故后，2014年4月“行政院”宣布龙门第四核电厂封存，未来投产的不确定性增加。
其他规划方面，台湾地区基本遵循去核化的路径，2025年之后核电厂全部退出运行，主要电源为燃气、燃煤及可再生能源电厂。2018—2026年合计新增各类装机容量约4306万kW。电源退役方面，根据统计2015—2026年期间有包括三座核电厂及原大林、通宵、台中、兴达、协和、麦寮等电厂到期退出运行，2018—2026年退役电源机组合计约1265万kW。
但是，由于新增装机中约58%为太阳能、风电等可再生能源，实际出力率较低，2018—2026年全系统实际新增的净尖峰能力约为971万kW，不足装机容量的30%。但退役机组全部为核电、燃气等主力机组。
由于台湾地区目前电源选址和建设困难，大多规划的电厂如期投产的可能性较小，若仅考虑在建和已核准的电厂，2021年台湾地区将出现供电缺额，2026年电源提供的净尖峰能力较2019年还将下降160万kW，电力缺额增加至约570万kW。即使考虑部分规划电源的建成，则2020—2026年台湾地区电力供应形势严峻，整体电力供应缺额在200～400万kW左右。
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