民國80至85年間台電公司之電源開發計畫因民眾抗爭而受阻，導致夏季供電備用容量率約僅5%，造成民國80年限電14次、83年限電16次等多次限電事件，影響經濟、社會及民生至鉅。經濟部為解決電力不足之窘境，自84年起公告開放之民營電廠(以下簡稱IPP)興建，由台電公司收購其電能。隨著IPP加入電力系統調度，逐年將備用容量率由84年的4.7%提升至93年起均維持在15~20%合理範圍，擺脫限電、停電之陰影。
現行IPP係經濟部公布「開放發電業作業要點」及「設立發電廠申請須知」辦理，目前計9家IPP正式商轉，購電容量合計約765 萬瓩，其中燃煤電廠計2家(約310萬瓩)，燃氣電廠計7家(約455萬瓩)。
對於外界關心IPP購價高於台電自發電成本乙節，台電公司表示，IPP 購價係以台電公司同類型機組之發電成本訂定；惟IPP購電費率考量的成本除建廠成本、燃料成本外，尚包括電源線成本、投資利潤等，而台電公司發電成本則無該等項目。且台電公司因包含新舊電廠，部分早期機組已攤提折舊完畢，無須再負擔固定成本，故發電成本相對較新近設置之IPP為低。另IPP因機組運轉不若台電穩定、或限於合約規定，致機組運轉容量因數(發電效能)較台電為低，在分擔固定成本下，每度發電成本亦較台電為高。換言之，IPP之成本基礎、電廠折舊及運轉情形等因素與台電均不同，實無法直接論斷IPP購電價格偏高。
另對外界質疑台電公司虧損係因向IPP購電所致，台電公司表示，為維持正常供電，在無機組檢修及故障之前提下，依經濟調度原則係依序調度發電成本較低之台電核能、台電燃煤及IPP燃煤電廠等基載機組，若電力不足，須再調度成本稍高之民營汽電共生、台電燃氣複循環機組與IPP燃氣機組，始能滿足一般負載需求。倘不向IPP及汽電共生購電，其短缺電量須藉由調度成本更高之台電燃油、燃氣及輕油機組替代，所需發電費用將較向IPP及汽電共生購電大幅增加。且IPP及汽電共生主要係在保證時段(即尖峰時間)發電，現行台電公司高壓用電尖峰時間每度售價均高於IPP及汽電共生平均購價，顯見尖峰時間向IPP及汽電共生購電，對台電公司而言，並無不利。台電公司連續六年虧損，究其因係受國際化石燃料成本大漲卻無法合理反映於電價所致。
台電公司100年向IPP及汽電共生之購電量達482億度，佔台電總供電量之23%，已成為電力系統主要電源之一。台電向IPP及汽電共生購電，除有效提升系統供電安全與穩定性、避免實施限電外，並有助於降低整體電力系統綜合發電成本而減少經營虧損。盱衡國內電力系統供需情形，台電向IPP及汽電共生並無不利，且有其必要性。