電網乃將電力從發電端輸送至用戶端之網絡，符合負載需求之電網設施，乃維持供電系統安全穩定運轉之基礎，而智慧電網及儲能系統之應用則是發展再生能源之重要輔助。近年台電公司配合再生能源發展積極推動智慧電網總體計畫、離岸風力發電加強電力網第1期計畫及再生能源加強電力網工程等相關計畫，預計投資總額合共1,678.09億餘元，截至109年度已編列預算179.48億餘元，累計支付實現數超過66.85億元。惟查，我國部分供電系統轄區可併網容量為0，又部分配合再生能源併網需求而推動之加強電力網子計畫執行進度未如預期，且智慧電網之低壓智慧型電表裝置尚有部分未能完全通訊連線，又儲能輔助規模與再生能源目標值差距頗大，妥適性似值斟酌，允宜研謀改善。謹臚陳如下：
(一)部分區域已無餘裕之可併網容量，恐影響該區域之再生能源發展及供電系統安全穩定
查台電公司供電系統中各發電廠產生之電力，係由變壓器升壓至345仟伏特（345kV）之超高壓，再利用輸電線路輸送電力，然後透過超高壓變電所、一次變電所等變電所分別降壓為161仟伏特（161kV）、69仟伏特（69kV）後，提供科學園區、工業區、高鐵和捷運等大型用戶用電，並透過配電變電所、二次變電所及配電系統再降壓分別提供一般用戶或民生用電。假若電廠發電或輸電線或變電所所提供之供、輸電能力不足時，即會影響供電。
然據台電公司提供資料顯示，69KV之觀音、苗栗、銅中、北港及澎湖等5個一次變電所(（Primary Substation簡稱P/S）轄區已無剩餘可併網容量。另161KV(超高壓)之龍潭南、峨嵋、后里、彰濱及龍崎北等5個超高壓變電所(Extra-High Voltage Substation簡稱E/S)轄區亦無剩餘可併網容量。
另部分轄區雖整體尚餘可併網容量，但該轄區內部分變電所已無剩餘可併網容量，例如69KV之新營轄區新塭變電所、161KV之龍潭北轄區中壢變電所、嘉民北轄區澎湖、台西變電所、高雄轄區西甲、鎮北變電所、高港轄區南工甲及林園變電所等(詳附表3-9及附表3-10)，以上顯示部分轄區供輸電能力吃緊。
雖據台電公司表示略以：「現階段大範圍無可併網容量大多係因超高壓變電所轄區於短期間規劃大量傳統電源/再生能源併網所致，已初步評估因應對策/解決方案，並擬定澎湖、龍潭、后里、彰濱及高港等轄區改善方案(詳附表3-11)。此外，亦配合能源局全面盤點各部會提供太陽光電潛力案場及民間自行覓地開發案場併網需求，針對併網熱點系統容量較不足地區，陸續啟動區域性再生能源加強電力網工程因應。」
惟經審視該公司提供之改善方案，發現部分併網容量不足之各區域未被納入改善方案，例如69KV之觀音、銅中、161KV之峨嵋轄區等，顯示改善方案恐未臻周全，台電公司允宜檢視改善方案之完整性與妥適性，並加速落實執行改善方案，以確保區域供電之穩定安全。
附表3-9：69KV轄區已無剩餘可併網容量之P/S轄區及變電所一覽表
單位：千瓩
69KV轄區
所屬轄區
變電層級
變電所
變電所可併網量(MW)
P/S轄區
觀音
桃園
P/S
觀音
0
0
S/S
草漯
55
S/S
新屋
55
S/S
笨港
64
苗栗
苗栗
P/S
苗栗
0
0
S/S
中苗
131
S/S
南苗
117
S/S
後龍
131
S/S
錦水
131
銅中
苗栗
P/S
銅中
0
0
S/S
銅鑼
114
S/S
福德
117
S/S
銅平
117
北港
雲林
P/S
北港
0
0
S/S
土庫
117
S/S
雲港
131
S/S
元長
117
S/S
水林
0
S/S
口湖
9S/S
崙背
117
S/S
僑村
0
S/S
東北
108
嘉義
S/S
新港
129
S/S
嘉太
243
S/S
朴子
243
S/S
東石
39
澎湖
澎湖
P/S
澎湖
0
0
S/S
馬公
0
S/S
湖西
0
新營
新營
S/S
新塭
0
257
※註：1.資料來源，台電公司提供。
2.一次變電所（Primary Substation簡稱P/S）；二次變電所（Secondary Substation簡稱S/S。
附表3-10：161KV轄區已無剩餘可併網容量之E/S轄區及變電所一覽表
單位：千瓩
超高壓轄區
所屬轄區
變電層級
變電所
變電所可併量
E/S轄區
龍潭南
桃園
P/S
觀音
62
0
D/S
塘尾
241
D/S
保生
74
D/S
白玉
591
D/S
長發
613
D/S
榮成
613
D/S
忠福
613
D/S
興國
434
D/S
宋屋
371
D/S
中大
539
D/S
楊梅
469
D/S
富岡
371
新竹
P/S
梅湖
1,018
峨嵋
新竹
P/S
南湖
1,099
0
苗栗
P/S
頭份
312
D/S
營盤
0
D/S
頂園
1,227
D/S
山佳
297
D/S
蟠桃
613
D/S
朝山
550
D/S
糖科
1,227
D/S
樟樹
0
D/S
樹下
592
P/S
苗栗
0
后里
苗栗
D/S
房裡
0
0
P/S
銅中
0
台中
D/S
外埔
550
D/S
昌平
1,227
D/S
潭寶
1,227
D/S
大雅
1,227
D/S
豐原
1,227
P/S
翁子
519
彰濱
彰化
D/S
線西
616
0
D/S
草港
550
D/S
福興
1,248
D/S
漢寶
540
D/S
鹿西
624
D/S
鹿東
550
龍崎北
台南
P/S
山上
140
0
D/S
新化
1,100
D/S
鹽行
550
D/S
和順
550
D/S
鹿耳
591
D/S
南濱
0
D/S
小北
255
D/S
安南
1,100
D/S
仁德
1,183
D/S
二甲
1,183
D/S
延平
307
D/S
忠孝
614
P/S
台南
815
龍潭北
桃園
P/S
中壢
0
1,167
嘉民北
澎湖
P/S
澎湖
0
1,520
雲林
D/S
台西
0
高雄
高雄
D/S
西甲
0
30
D/S
鎮北
0
高港
鳳山
P/S
南工甲
0
979
D/S
林園
0
※註：1.資料來源，台電公司提供。
2.超高壓變電所（Extra-High Voltage Substation簡稱E/S）；配電變電所（Distribution Substation簡稱D/S）。
附表3-11：併網量不足之因應對策/解決方案
變電所
/轄區
併網量為0之原因
因應對策
澎湖
161kV台澎海纜尚未完工，使澎湖地區再生能源併網容量受限。
已規劃執行中之台澎海纜完工後，可增加再生能源併網量。
龍潭
因大量既設傳統電源(大潭電廠)及IPP機組集中於龍潭南，使該轄區再生能源併網量受限。
已規劃執行中之161kV大潭~梅湖二回線新建工程完工後，可增加再生能源併網量。
后里
因大量既設傳統電源(通霄電廠)集中於本轄區，使該轄區內再生能源併網量受限。
已規劃執行中之通霄電廠345kV電源線完工後，可增加該轄區再生能源併網量。
彰濱
因大量既設傳統電源(中火電廠)、IPP機組(星彰、星元電廠)及離岸風力集中於彰濱轄區，使該轄區再生能源併網量受限。
已規劃執行中之彰化離岸1期加強電力網工程完工後，可增加再生能源併網量。
高港
因大量既設傳統電源(大林電廠)集中於本轄區，使該轄區內再生能源併網量受限。
已規劃執行中之大林電廠345kV電源線完工後，可增加再生能源併網量。
※註：1.資料來源，台電公司提供。
(二)智慧電表布建進度雖符合預期，惟其中完成通訊模組安裝者未及5成，且部分低壓用戶智慧型電表迄今仍無法通訊連線
為建構我國智慧電網建設，經濟部能源局於100年8月3日成立「智慧電網總體規劃小組」，完成「智慧電網總體規劃方案」(草案)，於101年9月3日獲行政院核定。嗣為因應能源轉型、電業法修正及815停電事件後之電力系統總體檢，於106年2月及109年2月兩度經行政院同意修正該方案內容。
據台電公司統計，本計畫已完成全部高壓用戶智慧型電表布建，截至109年4月底止高壓以上用戶(含再生能源)共2萬7,533戶；截至109年5月中旬低壓用戶智慧型電表已累計完成安裝63萬7,584戶，其中已完成通訊模組安裝28萬5,253戶(占44.74%)。
另查已完成通訊模組安裝者中，第1階段(107年12月至108年3月)共安裝23萬8千戶，讀表連線成功戶數22萬9,670戶，成功率為96.5%。第2階段自109年4月開始布建，截至5月中旬已完成安裝4萬7,253戶，安裝後即讀表成功戶數為3萬9,690戶，其餘通訊模組將依契約規定進行通訊訊號調整及增加通訊設備安裝後，於契約規定期間內使整體通訊連線率達95%以上。詢據台電公司表示，對於無法通訊連線用戶，均責請廠商依契約規定於計費期限日派員抄表取回計量資訊。
以上顯示低壓智慧型電表之通訊模組安裝作業大幅落後電表安裝進度，且部分電表完成通訊模組安裝後，仍無法完全通訊連線，台電公司允宜改善電表與通訊模組之採購安裝作業，並結合相關技術單位持續精進技術，俾全面克服低壓智慧型電表連線通訊障礙；另第2階段布建契約要求連線成功率95%，低於第1階段讀表連線成功率96.5%，妥適性容有檢討空間。
(三)離岸風力發電加強電網第1期計畫部分子工程進度落後，允宜就落後原因加強控管執行
查「離岸風力發電加強電力網第1期計畫」係配合政府發展離岸風力發電政策目標，滿足離岸風電業者併網需求，以及強化桃園及彰化地區離岸風電併網能力而推動。預計提供桃園地區離岸風電1.14百萬瓩(GW)及彰化離岸風電6.5百萬瓩GW併網容量，計畫期程為8年，自107年1月起至114年12月止。
經查截至109年1月底，計畫總累計進度為13.21%雖較預定進度微幅超前，惟其中2項子工程落後。據說明落後原因主要係：「建照申請於108年7月22日向彰化縣政府掛件審查，目前本案於縣府審核中。另五、六期路證申請於108年11月15日、12月6日提送道路主管機關，因期間申請文件來回修正多次，致進場施工期程微幅落後，刻已針對落後原因研擬相關因應對策加強辦理中。」。
(四)規劃電池儲能設備輔助服務規模與政府綠能發展目標值差距懸殊，允宜配合再生能源發展進度滾動檢討儲能輔助系統規模，以確保供電系統穩定安全
由於目前技術仍無法克服風力及太陽能受天候因素影響致發電出力不穩定之問題，因此，儲能系統成為發展再生能源之重要輔助配套。查台電公司為因應再生能源占比增加，除盤點既設電網，加強相關電力工程外，並規劃改變抽蓄運轉模式及儲能設備等手段來補足，目前規劃114年由電池設備提供590千瓩(MW)輔助服務。
惟前揭電池儲能設備規劃提供590千瓩(MW)輔助服務，倘加計明潭抽蓄#1-#6機組容量1,602千瓩(MW)，則儲能規模合共達2,192千瓩(MW)，與能源局規劃之114年綠能發展目標3萬161千瓩(MW)相較，僅占約7.27%，顯示儲能輔助規模與綠能發展目標差距懸殊。鑑於我國現階段再生能源發展以風力及太陽能為主軸，兩者均屬間歇性能源，均有發電出力不穩之特性，台電公司允宜依我國再生能源發展進度審慎評估並滾動檢討儲能系統輔助服務之需求規模，以確保供電系統穩定安全。
綜上，台電公司允宜依電源開發規劃期程，妥慎檢討各區域併網容量之裕度，並加強控管執行加強電力網工程及智慧電網布建計畫，以及審酌再生能源機組特性及發展進度，滾動檢討儲能輔助服務需求之規模，以確保整體供電系統之穩定安全。