臺北高等行政法院行政-TPBA,104,訴更一,66,20170525,2

臺北高等行政法院判決
104年度訴更一字第66號
106年4月25日辯論終結
原 告 星能電力股份有限公司
代 表 人 胡大民（董事長）
訴訟代理人 魏潮宗 律師
許博森 律師
被 告 公平交易委員會
代 表 人 黃美瑛（主任委員）
訴訟代理人 林馨文
劉栖榮
劉錦智
參 加 人 台灣電力股份有限公司
代 表 人 朱文成（董事長）
訴訟代理人 潘正芬 律師
陳修君 律師
丘信德 律師
上列當事人間公平交易法事件，原告不服行政院中華民國102 年9 月12日院臺訴字第1020147226號訴願決定，提起行政訴訟，經本院102 年度訴字第1743號判決撤銷訴願決定及原處分關於認定原告違反行為時公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命原告立即停止該違法行為部分，被告不服，提起上訴，經最高行政法院104 年度判字第361 號判決廢棄原判決，發回本院更為審理，本院判決如下：

主 文

訴願決定及原處分關於認定原告違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命原告立即停止前項違法行為部分均撤銷。

第一審及發回前上訴審訴訟費用由被告負擔。

事實及理由甲、程序事項：

一、本件於訴訟繫屬中，原告代表人由呂榮海變更為胡大民，被告代表人由吳秀明變更為黃美瑛，參加人代表人由黃重球變更為朱文成，均已具狀聲明承受訴訟，核無不合，應予准許。

二、按「分別提起之數宗訴訟係基於同一或同種類之事實上或法律上之原因者，行政法院得命合併辯論。」

行政訴訟法第127條第1項定有明文。

查本件與本院104 訴更一字第81號、104 訴更一字第69號、104 訴更一字第75號、104 訴更一字第68號、104 訴更一字第76 號、104 訴更一字第65號、104訴更一字第64號、105 訴更一字第21號等8 件公平交易法事件，係基於同一之事實上及法律上之原因而分別提起之數宗訴訟，本院依上開規定命合併辯論分別判決，合先敘明。

乙、實體方面：

壹、事實概要：經濟部為解決參加人台灣電力股份有限公司因民眾抗爭無法順利興建電廠，導致電力不足之窘境，分別於民國84年1 月、84年8 月、88年1 月、95年6 月分3 階段4 梯次開放民間經營電廠，國內通過審核並實際運轉之民營電廠自88年起依次有原告與訴外人麥寮汽電股份有限公司（下稱麥寮公司）、長生電力股份有限公司（下稱長生公司）、和平電力股份有限公司（下稱和平公司）、國光電力股份有限公司（下稱國光公司）、嘉惠電力股份有限公司（下稱嘉惠公司）、森霸電力股份有限公司（下稱森霸公司）、新桃電力股份有限公司（下稱新桃公司）、星元電力股份有限公司（下稱星元公司）等9 家民營發電業者（Independent Power Producer，下稱IPP 業者），並經參加人分別與上開9 家IPP 業者簽訂購售電合約（Power Purchase Agreement，下稱PPA ），由渠等依PPA 所訂定之購售電費率計價售電予參加人。

嗣因台灣中油股份有限公司（下稱中油公司）自95年12月22日起陸續調漲發電用天然氣價格，原告及國光公司、長生公司、嘉惠公司、森霸公司、新桃公司聯名向參加人要求修訂PPA之燃料成本（費率）調整機制（麥寮公司、和平公司為燃煤發電廠，星元公司當時尚未商轉）。

參加人自96年8 月起陸續與上開6 家IPP 業者召開協商會議，於96年9 月11日協商會議作成結論，雙方同意將燃料成本（費率）調整機制修訂為按即時反映調整機制，且雙方未來應就影響購電費率之各項因素（如利率、折現率）繼續協商，以符合購售電價格之公平性及合理性。

嗣參加人依上述協商會議結論及因麥寮公司、和平公司分別於96年12月發函要求調整購售電費率，自96年10月間起至97年間陸續完成上開能量電費計價公式調整後，參加人持續與各家IPP 業者就購售電費率結構因利率調降部分研議調整機制進行協商，分別於97年9 月4 日、10月9 日、12月3 日與渠等進行3 次「IPP 購電費率隨利率浮動調整機制協商」會議，惟均無法達成建立購售電費調整機制之合意。

復經參加人於101 年6 月15日報請經濟部能源局（下稱能源局）介入協處其與國光公司、森霸公司、原告、星元公司等4 家IPP 業者間之購售電合約爭議，並經能源局召開4 次協處會議，惟迄能源局於101 年9 月26日召開第4 次協處會議，原告及其他8 家IPP 業者仍未同意接受能源局提出之協處方案。

本件經被告主動立案調查結果，以9 家IPP業者為在臺灣地區少數經政府特許成立向參加人供應電力之事業，其彼此間係處於同一產銷階段，為具有水平競爭關係之國內發電業者。

渠等於97年間起至101 年10月止逾4 年期間，藉所組成之臺灣民營發電業協進會（下稱協進會）集會，達成彼此不與參加人完成調整購售電費率之合意，相互約束事業活動，而為「以拖待變」之種種方式，聯合拒絕與參加人協商，已足以影響國內發電市場之供需功能，核屬違反行為時公平交易法第14條第1項「事業不得為聯合行為」之禁止規定，乃依同法第41條第1項前段、第2項暨「公平交易法第10條及第14條情節重大案件之裁處罰鍰計算辦法」之規定，以102 年3 月15日公處字第102035號處分書（下稱原處分）命原告及其他8 家IPP 業者自原處分送達之次日起，應立即停止前開違法之聯合行為，並對渠等分別裁處罰鍰（原告部分裁罰金額為新台幣【下同】4 億3 仟萬元）。

9 家I PP業者均不服，提起訴願，訴願決定將原處分關於罰鍰部分撤銷，由被告另為適法之處分，其餘部分訴願駁回。

原告就訴願駁回部分不服，提起行政訴訟，經本院102 年度訴字第1743號判決撤銷訴願決定及原處分關於認定原告違反行為時公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命原告立即停止該違法行為部分。

被告不服，提起上訴，經最高行政法院104 年度判字第361 號判決（下稱發回判決）廢棄原判決，發回本院更為審理。

貳、本件原告主張：

一、有關本件競爭關係之分析：

（一）參加人與原告等IPP 業者係針對「資本費率之調整機制」進行協商，以保證發電時段而言，PPA 已明定全年保證發電總時數為3,134 小時，並依此計算容量電費（含資本費），無論參加人於保證時段有無向原告調度電力，均應依約支付保證時段之容量電費，故容量電費金額與參加人調度電力數量無關，調降資本費不影響參加人調度電力數量，縱原告不同意調降資本費率，參加人亦不會減少向原告調度電力，參加人每年應給付予原告之容量電費均為固定金額，故原告確無法透過資本費率之調整，爭取參加人向原告調度更多電力。

況PPA 為雙邊長期合約，均已明訂購售電費率及保證發電量，任一IPP 業者縱修約調整保證時段之資本費率，並不影響其他IPP 業者已於PPA 明訂之購電費率及保證發電量，故縱其他IPP 業者同意調降保證時段之資本費率，無論原告是否同意調降，參加人均須依約履行，依PPA 應給付原告按保證發電量計算之容量電費，而無法在原告等IPP 業者間自由轉換交易對象，益證原告等IPP 業者並無水平競爭關係。

（二）本件購售電交易之購電費率及數量已明訂於PPA ，原告依約須配合參加人調度，無自行決定交易價格及數量之能力，無從以較低之價格爭取更多之交易機會：1.原告為第三階段IPP 業者，係依參加人公告電價作為PPA簽訂之依據，第30條及第31條明定容量費率及能量費率之金額及物價指數調整計算公式（但資本費率概不調整），原告並無自行決定調整售電費率之可能。

原告固於102 年1 月28日與參加人達成合意修約，惟僅涉及借款餘額之利息差額回饋，與參加人公告購電價格及能量、容量費率無關。

復觀諸102 年修約方案第2 點記載可知，資本費隨利率浮動調整係以貸款餘額乘以利率差額，據以計算原告應回饋之金額，該計算公式與購電數量無涉，故回饋金額之多寡明顯與參加人購電數量無關。

2.又PPA 第2條已明定年購電容量因數為40％之購售電數量，即全年購售電數量為3,504 小時，且原告依約須配合參加人之電力調度，根本無法自行決定售電數量，雙方均須依約履行，並無片面變更購電數量之可能，原告等IPP 業者性質為參加人之衛星工廠。

縱參加人與原告等IPP 業者協商結果導致調整能量費率，惟參加人調度非保證時段之發電量仍受前開合約數量之限制。

再者，當參加人調度增購之電力，已逾原告當初實施環境影響評估所核定之範圍，在未獲得環境差異分析之核可及獲得中油公司提供額外之天然氣前，原告客觀上亦無法任意提高發電量出售更多電能予參加人，足見原告無法利用價格或數量等方式，向參加人爭取更多交易機會，自無存在競爭關係。

3.依PPA 第26條第1款約定，IPP 業者應自行按購電容量因數估算天然氣用氣量及向中油公司購氣，如IPP 業者估算誤差致購買之天然氣過剩者，應由IPP 自行負擔損失。

又在前開IPP 應自行負擔損失之前提下，依同條第3款規定，參加人亦得應IPP 之要求，就該過剩之天然氣另行調度IPP 業者發電機組，惟參加人僅就調度當時所替代參加人機組之能量費率給付IPP 業者能量電費，且不得高於依PPA 規定計算之能量費率。

同條第1 、3 款約定係以IPP 自身因素致有過剩天然氣為前提，惟原告歷年均按PPA 規定估算天然氣用量，履約迄今尚無天然氣過剩而請求參加人另行調度之情況。

且參加人得自由決定是否依IPP 業者請求就過剩天然氣進行電力調度。

參加人倘以IPP 業者過剩之天然氣另行調度發電機組，參加人僅須給付較低廉之能量電費，故原告根本不可能甘冒天然氣過剩須自負損失之風險，刻意額外購買過剩之天然氣要求參加人另行調度，且該條款規定較低之能量費率對於原告亦未必足以彌補購買過剩天然氣之損失，毫無利潤可言，是參加人主張原告得依前開規定自行估算決定參加人購電數量云云，與PPA約定及雙方履約之實際情況不符。

4.參加人於100 年度向國光公司及原告等第三階段IPP 業者調度均超過容量因數40％，原告不知悉其購電量提高之原因，僅係於天然氣供應無虞之範圍內配合參加人調度，惟觀諸第三階段IPP 業者於100 年間均有購電量超過容量因數40％之現象，且該增調電量並未導致參加人向其他IPP業者之購電量降低，足證參加人100 年間向國光及原告之購電量超過容量因數40％，並非因IPP 業者間互相競爭所致。

而就超過容量因數40％部分，原告係基於服務社會之立場賠本售電，原告僅能就實際支付予中油公司之燃料費用檢附單據向參加人請款，至發電機組維護、人力等成本均由原告自行吸收，。

故超過容量因數40％部分確係原告賠本售電，絕非原告爭取而來之交易機會。

5.依PPA 第17條第2項約定，參加人向原告購電之年購電容量因數40％，參加人應提前排定原告發電機組於次年各月份之預估購電量，並於每年8 月10日前告知原告次年度之發電排程，是該規定僅係參加人就PPA 明定之全年購電時數3,504 小時將如何安排分配於各月份之預先排程，並非與原告重新議約決定次年度購電數量，且原告依約必須接受配合參加人之發電排程，故該規定亦顯示參加人與原告根本不可能就購電數量每年進行議約。

被告未主張原告與參加人於每年會照上一年度的履約狀況進行實際的議約決定價格或數量，與PPA 實際履約情況不符。

（三）能量費率非為非保證時段電力調度之競爭因素：1.參加人與原告等IPP 業者協商過程僅討論利率問題，未就能量費率提出修約，資本費率是否調整，對於參加人或依經濟調度原則而購買之非保證時段電力，並無影響。

能量費率有無調整，均不影響PPA 第2條明定之購電數量。

況第一、二階段IPP 業者在非保證時段並不參與經濟調度，且若參加人於非保證時段向第一、二階段IPP 業者調度電力，可能因燃料等問題影響後續保證時段之調度，卻仍須依約支付保證時段之容量費率，反而對參加人更為不利，故於非保證時段，第一、二階段IPP 業者縱能量費率較低，參加人亦不會向第一、二階段IPP 業者調度更多非保證時段之電力，是於非保證時段，能量費率亦無從成為原告等第三階段與第一、二階段IPP 業者之競爭因素。

2.原告等第三階段IPP 業者申請設立電廠及與參加人簽訂PPA 之過程，依「現階段開放民間設立發電廠方案」係採取「公告電價、先到先審原則」，即參加人公告開放容量及購售電價格後，原告只需備齊文件送審通過獲籌設許可後，即可依參加人事前公告之電價與開放容量，按參加人事前擬定之PPA 範本進行簽約，根本無須與任何IPP 業者為競爭，是縱於PPA 簽訂前，原告等第三階段IPP 業者間亦無競爭關係存在。

二、參加人為購售電交易之唯一買受人，第三階段PPA 係由參加人單方擬定並公告契約全文，且參加人自行決定利率變動風險由IPP 業者承擔，明定資本費率概不調整，嗣利率下降參加人卻又單方要求原告承擔利率風險，原告在尚未明瞭資本費計算公式前未能立即接受參加人所提修約方案，實為經濟理性之決策：

（一）原告取得籌設許可後，只能依照參加人公告之第三階段PPA 範本與參加人簽訂合約，依PPA 第30條第2項第1款約定，加以參加人係依照國際慣例，將利率變動風險及利益或不利益於契約明定由IPP 業者自行處理，故參加人於擬定第三階段PPA 範本時，明定資本費率概不調整，確係參加人之考量及決定，原告簽訂PPA 時就該條款無從與參加人磋商協議。

88年間確有業者建議就利率變動風險建立調整機制，能源委員會敘明利率變動為投資者可瞭解之事實，投資者應將資金成本變動納入總投資成本內為計算考量，故認為利率變動宜由IPP 業者自行處理，上開意見並經參加人引述，可認定為參加人之真意。

參加人亦曾於第三階段公開說明會中回應業者意見，明白表示就匯率、利率變動等由業者自行考量，不予調整公告購電價格。

且IPP業者曾於「研商現階段開放民間設立發電廠購售電合約(範本) 相關事宜第八次會議」提議資本費率採行調整機制，惟參加人堅持不調整，維持PPA 範本規定，明示排除匯率變化及利率風險，該等參加人明示排除之外部風險，應由IPP 業者自行評估承擔。

（二）原告鑑於參加人「購電費率隨利率浮動調整機制」之修約方案，僅以「十年期中央政府公債次級市場利率」之變動比率調整容量電費之資本費，原告認為參加人前已強調應由IPP 業者自行承擔匯率及利率風險，並明訂於PPA 第30條第2項規定資本費率概不調整，其方案嚴重影響原告於PPA 明訂之權利，且對於參加人於PPA 訂立資本費率之計算公式及相關影響因素，亦均不明瞭，始於97年9 月4 日開始協商後，未能接受參加人之修約方案，並於歷次協商會議均出席表示自身不同意見，加以修約內容事涉原告主要營業收入，對原告公司營運勢將造成重大影響，原告確無可能在未經詳細分析評估、未經董事會特別決議同意前，即同意修改PPA ，故原告係考量自身財務、成本、經營及PPA 規定所為之經濟理性決定，並非與其他IPP 業者相互勾結。

三、原處分作成前，原告已於102 年1 月28日與參加人達成合意完成修約，被告對於根本不存在之違法聯合行為，逕命原告等IPP 業者停止該行為，不僅屬無效之處分，亦有違反比例原則、禁反言法理及適用公平法第41條及行政罰法第5條等規定不當之違法：

（一）本件於原處分作成前，原告等多家IPP 業者已分別與參加人進行換約、修約，完成資本費率調整機制，原處分作成時，不僅本件所涉及之資本費率調整機制已因修約、換約而變更，且修約內容隨各IPP 業者不同而異，已無聯合行為，故原處分要求停止不存在之違法聯合行為，顯與事實不符，依行政程序法第111條第3款規定，應屬無效。

況原處分未察上情，對於已不存在之聯合行為應如何停止、改正，亦未俱說明，顯然欠缺明確性，對原告而言，更無可能停止已不存在之所謂違法行為，客觀上欠缺期待原告得依處分內容改正之可能性，原處分顯然違反明確性及期待可能性原則，應予撤銷。

（二）原處分作成前，若認原告等IPP 業者具有水平競爭關係且構成同一發電市場，被告卻未先予行政指導、行業導正或警示，明確告知渠等構成同一發電市場，拒絕與參加人就資本費率調整機制進行修約可能違反聯合行為禁制規定，遽然以原處分同時裁處各IPP 鉅額罰鍰，顯見被告未就原告等IPP 業者有利及不利之情形一併注意，亦未選擇對渠等權益損害最少之行政指導、行業導正或警示等方式，以達成被告執行公平法之目的，原處分自有違比例原則及行政程序法第9條等規定。

尤其，原告等IPP 業者過去從未有任何聯合行為，被告自應按具體個案情形，依法裁量是否確有處以罰鍰必要，而非一認定有違法行為，逕行裁處鉅額罰鍰，況原處分作成時，被告認定之聯合行為事實已不存在，故原處分違反行政程序法第10條規定而有裁量瑕疵及裁量怠惰，亦構成錯誤適用公平交易法第41條之違法，應予撤銷等情。

四、綜上所述，並聲明：

（一）訴願決定及原處分關於認定原告違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命原告立即停止前項違法行為部分均撤銷。

（二）訴訟費用由被告負擔。

參、被告則以：

一、關於本件之市場界定：

（一）參加人既屬電能躉售的需求者，IPP 業者則係電能躉售的供給者，參加人依購售電價格與IPP 進行交易並支付電費，因此在電能的躉售上即存有市場，即「發電市場」。

至市場應如何界定，主要在於市場範圍大小及業者數量多寡，非如IPP 業者所稱不屬於任何市場。

況法令開放電業市場、允許民間業者從事發電業務並與參加人締約時，即已創造出原先並無之新產業商機，而提供一個令有意經營發電業務者可進入並為競爭之市場，原告即係為參進該市場而開始從事各項籌設、競標、經營等活動。

（二）依行為時公平交易法第5條第3項規定及其立法理由可知，公平交易法之市場界定乃繫於商品間替代性及銷售地域等因素，且市場既為經濟學上之競爭圈，則屬於同一市場中之業者，即處於同一競爭圈，彼此間具有競爭關係。

而替代性為市場範圍界定之核心，其中需求替代性為界定市場時之首要考量因素，發回判決亦已肯認本件應自需求替代性之觀點去界定市場。

（三）產品市場：原告生產銷售之電力需求方為參加人，於考量需求替代性時，就參加人之認知而言，除自行發電外，亦可向燃煤、燃氣、再生能源等方式發電之民營電廠購電，或向託營水力電廠、汽電共生業者購電，無論銷售電力者之發電方式為何，均具有替代性，各種電力總合組成供電來源，因此原告與其他IPP 業者當可界定為同一市場。

另同時考量供給替代性，由於原告為電業法所特許之電業，須經中央主管機關核准，且僅經營發電業務，與輸配電階段並不具替代性。

（四）地理市場：因國內本島係屬單一電力網，而各IPP 業者廠址雖位於不同區域，惟其電力透過變電所輸送銷售予參加人後，均由參加人考量電力系統安全情況，依照「經濟調度原則」於國內本島單一電力網下統一調度電力，因此參加人對於所需之電力，透過變電所及電力網路之快速輸送，易於在全國各IPP 間選擇或轉換交易對象。

（五）參加人明確表示原告無論在產品市場或地理市場上，均具有替代性，並於本次審級參加訴訟後，明確表示IPP 業者之電力對其而言用途均相同、並因電力之「大水庫理論」性質而根本無法將不同IPP 業者之電力區分使用，更有證人胡大民之證詞可稽。

（六）發回判決已明示不能以電業法對於廠址區域之規定來界定公平交易法上之地理市場，應以交易相對人需求替代性之角度去界定市場。

而原告主張乃基於自身供給角度，未考慮參加人之需求角度，顯與發回判決意旨不符。

再者，電業法未規定參加人不能跨區調度，IPP 業者之電力一旦傳送至參加人，即進入同一電力網下統籌運用，其原先究竟由何IPP 業者供電，已不重要且亦難以區分。

又事業之營業據點與商品服務所提供交易對象之範圍係屬二事，IPP業者雖各於不同區域設有電廠，但其交易相對人同一，參加人於全國各縣市所生之購電需求（即自身發電不足之量），可透過調度之方式，向任一IPP 業者購電獲得滿足，則任一IPP 業者之地理市場均應及於全國，而非侷限於自身廠址。

（七）據參加人外購電力狀況及電力來源負載曲線圖以觀，參加人對於各種供電來源之選擇，主要是考量各種電力之取得成本及供電上限，並不受IPP 業者所位區域侷限。

至責任分界點（即PPA 約定之變電所）則為電力傳送之端點，其作用僅係在確認分界點兩側電力設備之產權及維護責任歸屬，並以該處所設電錶核計傳輸之電量，目的在釐清契約雙方之權利義務，與市場界定考量因素並無相關，自不足作為劃定市場之依據。

（八）本案參加人在各IPP 業者產品間轉換所須耗費之成本極低，且因參加人之調度行為均有合約相互規範，在非保證時段，將參加人與IPP 業者之機組，全部按能量費率之高低排列，據以製作經濟調度表，由費率低者，優先調度發電，根本無資訊蒐尋成本、運輸成本、技術成本或違約風險等轉換成本可言，故透過變電所及電力網路之快速輸送，易於在全國各IPP 業者間選擇或轉換交易對象。

至電力輸送所生線損固為參加人轉換成本之一，但並未因此導致參加人放棄轉向特定IPP 業者調度電力，亦即不影響電力調度轉換可能性。

二、有關本件競爭關係之分析：

（一）公平交易法第4條規定包括潛在之競爭，原告於設立、締約、履約階段，不但有競爭可能，尚有實質競爭：1.市場進入之競爭：於此階段IPP 業者間所相互競爭爭取者，係進入發電市場及與參加人締結25年基本合約之交易機會，並透過競爭淘汰不具效率或經營能力者進入市場，且原告進入市場時已知悉僅參加人一交易相對人，並衡量自身經營能力及獲利可能後，選擇在參加人之招標條件下參與競標，顯係自願進入市場，無強制由國家決定之情事。

2.市場價量競爭：PPA 僅就費率、電量及調整方式有所規範，但實際交易之電量及平均價格並未確定，數量上尚須視全國終端用戶之整體用電量而定，價格上須加計保證時段及非保證時段之應付總電費，除以總發電量後，始得知實際應支付之每度電力平均價格，故市場上之價格仍由需求數量與供給數量共同決定，乃市場機制之體現。

而本件IPP 業者所爭取者正係於非保證時段內購電數量多寡之交易機會，而能量費率即係非保證時段內之競爭因素，此為發回判決所肯認，進而影響參加人依經濟調度原則所為之調度次序，而對各IPP 業者產生相互替代效果之競爭機制。

3.經濟調度原則合約所明載，所有IPP 業者均可得知能量費率為調度量之競爭條件。

又環保及安全因素固為經濟調度原則之共同前提，然此亦係IPP 業者供電應符合之要求，於滿足後，參加人實際之調度明顯以能量費率之高低為決定依據，形成低價者優先取得交易機會之競爭機制。

又保證時段與非保證時段僅係交易價格上之差別，購入後均歸為一體統籌運用，並非兩個市場。

且參加人之購電價格係以其避免成本為上限，故保證時段及非保證時段兩部分之費率及交易數量始共同構成參加人完整之購電價格，二者之電力相互間並有替代性，致數量互有增減之狀況，故為交易決定時須將兩部分合併考量，不可分別切割觀察。

4.契約再開協商之競爭：各IPP 業者供電能力不同、契約交易條件不同，均為IPP 業者於締約時可互為競爭之因子。

而本案因係處於契約再開協商之過程，包括能量費率在內之所有PPA 合約交易條件均有納入協商之可能，包括容量費率或能量費率之高低及組合公式、各項費率調整機制、保證時段和非保證時段期間之供電時數等，均非不可作為協商修訂更改之標的。

原先25年期PPA 合約之所有交易條件皆處於浮動狀態，可透過協商改變，則IPP 業者間實際上可藉協商更改PPA 的價量關係，藉由不同之條件組合互為競爭。

（二）我國電力市場之開放歷程係採分階段漸次開放，而可能使市場同時有部分競爭、部分管制並存之現象，不可僅因有部分管制情事，即忽略有部分開放競爭之具體事實。

況現行電業法修正草案並未否認目前發電市場之可競爭性，電業法之秀政著重參加人綜合電業之獨佔拆分為發電業者、電力網業者、售電業者等，IPP 業者既未涉入輸配售電業務，自應由期電市場判斷競爭狀態及關係，與其他由參加人獨占經營之其他階段市場無關。

（三）IPP 業者非參加人之分公司，亦無控制從屬或相互投資關係，IPP 業者所生產之電力所有權均屬其自有，參加人與IPP 業者之電力交易適用相互購電辦法。

IPP 業者將其電力躉售予參加人，再由參加人售予終端使用者。

IPP 業者及參加人各為本身利益計算，利害相反，IPP 業者係以追求自身最大利潤為依歸，且IPP 業者與參加人間為夥伴關係，相互間為獨立、對等，憑藉PPA 之交易關係而各自營運生存，原告自非參加人之附屬或衛星工廠角色。

（四）原告之盈虧或營運能力，應就其營運整體觀察，IPP 業者於非保證時段售電即使獲利較低或有虧損，也可藉保證時段之獲利予以補貼，最後整體仍屬盈餘狀態，此亦有原告之財務報表等資料可稽。

電業法雖對參加人之購電價格（即原告之售電價格）訂有上限，然並未限制原告以其他條件相互競爭，IPP 業者非不可自行考量是否設法致力於申請環評增加發電量上限、撙節成本開支、提高生產效率等方式，提升競爭力以爭取交易機會。

是原告僵化於既有之價格條件及經營模式，忽略渠等非無藉其他手段相互競爭之可能，稱不可能同意修約降價競爭云云，純屬事業本身自利考量，不足排除IPP 業者間有競爭之可能。

（五）只要有需求者、供給者與交易價格之存在即存有市場，乃市場之定義，IPP 業者既然有提供商品從事交易，則必定屬於某一市場。

至市場之競爭型態不一而足，而因界定市場時，已經將產品或服務之替代性考量進去，而不同業者之產品或服務彼此間有替代性存在時，其中一者之價格、數量等於公平交易法第4條規定之各項競爭因素有所變動時，即會帶動另一事業之產量或定價調節等產銷策略之變動。

故一旦將IPP 業者界定屬於同一市場時，就同時表示渠等間有競爭關係存在，即市場界定與競爭關係為一體兩面，被告主張並無矛盾。

（六）本院更審前判決放任水平同業間從事聯合行為而無須受法律制裁，不應以競爭後之結果及狀態反否認競爭關係之存在，亦不可以表面上看似無競爭之事實，即認渠等非屬競爭者，導致公平交易法聯合行為規範無適用之餘，就本院更審前判決之見解，學者王京明亦撰文提出諸多批評。

三、原告透過協進會之運作，合意相互約束事業活動：

（一）IPP 購電費率隨利率浮動調整機制開始協商於97年，協進會實際成立遠早於97年，不能認為能源局或參加人要求或認可IPP 業者以協進會做為共同協商之平台。

況參加人於97年9 月4 日召開第一次會議前，IPP 業者即因接獲開會通知，藉協進會先行於97年8 月21日集會，議程主題即為針對參加人協商會議之會前會，足見本案實係原告與其他IPP 業者自行利用既存之協進會組織，就PPA 協商事宜共同研商並達成合意。

且代表各IPP 業者參與協進會之人員，幾乎亦代表各IPP 業者出席歷次參加人或能源局召開之協商會議或協處會議，益有助於彼此於協進會形成共識，更可形成一監督彼此有無執行合意之機制。

（二）協進會之集會議題多次涉及「PPA 費率事宜」，且就該等事宜達成共識，或就協商事宜進行分工與任務分派，包含IPP 業者持續執行以拖待變之合意內容等。

其中星元公司加入協進會之時間雖較晚，惟其於98年12月加入協進會後，亦一同參與協進會就上開議題持續討論，並與其他業者達成共識。

又協進會雖曾決議拒絕星元公司參與委託研究，惟仍允其可一體適用研究報告之內容，乃因星元公司加入時，研究報告已接近完成，倘再接受其加入會影響報告提出時程，加以星元公司曾提出採浮動利率機制可能對其本身有利，故得合理推知其他IPP 業者擔心星元公司加入委託研究，可能影響渠等欲藉委託研究報告結果表達之一致性立場。

（三）能源局僅要求各IPP 業者自行委託研究機構進行研究，惟渠等卻透過協進會之運作，集體協調委託2 家研究機構台綜院及麥肯錫進行研究，顯有合意集體委託研究並均分費用之意。

且能源局之研究期限為98年10月底，惟協進會卻至98年9 月22日始決議分由上述兩家機構研究，加以兩家研究進度時點不同，8 家IPP 業者卻決議兩度展延提供研究報告，於期末報告簡報時，亦互邀未委託之IPP 業者列席旁聽。

99年上半年IPP 業者聚會討論之唯一議題，即係分別聽取台綜院與麥肯錫之研究報告簡報。

（四）媒體公關公司101 年8 月5 日對外共同發表聲明文稿，稱當日集會一致認為，能源局於101 年7 月31日所提出之協處版「片面單一」，不適用所有業者，要求應進入仲裁程序等內容，即為長久以來IPP 業者透過協進會對於參加人要求調降PPA 費率採取之以拖待變立場。

雖IPP 業者均否認有授權該媒體公關公司對外發布該新聞稿，惟101 年5月30日及6 月5 日之集會即以媒體事宜為討論主題，並獲致「委任…媒體公關公司研擬釐清事實真相以回應媒體輿論對策，簽約及費用分攤由各IPP 研商推動」等結論，有付款證明及陳述紀錄可證IPP 業者委託進行案關議題之媒體公關行銷，且上開新聞稿發布經部分平面媒體報導後，亦從未見有IPP 業者對外公開反駁其內容。

（五）所謂一體適用係指大方向修約原則，各IPP 業者之PPA 能一體適用之部分，亦僅係公式化架構與項目之大原則，該大原則對各IPP 業者產生價量之連結，至於渠等實際價量多寡及其他合約細節，則非一體適用原則所及，而屬可個別協商之部分。

且觀諸胡大民之證詞可知，一體適用有避免IPP 業者質疑不公平差別待遇之考量，並非不願接受與個別IPP 業者達成不同之協商條件。

至原告是否有出席協商會議與實質上是否拒絕協商，係屬二事，自協進會之會議紀錄即可知，不論是否出於商業理性考量，IPP 業者於接獲協商通知之初即已達成拒絕協商之合意立場，嗣後所稱各種理由，均不足以正當化其合意之違法性。

四、IPP 業者之聯合行為合意內容乃「聯合拒絕調整費率」，此等行為非單一業者就其個別契約各自所為之行為，而係多數業者間，就其原本應自行決定之契約協商事宜，卻以共同合意之方式相互約束、進而聯合拒絕與參加人協商，即符合公平交易法第7條第1項之「相互約束事業活動」。

雖IPP 業者之合意內容非直接共同決定價格或數量，然因本案協商重點「容量費率」即渠等之售電價格，聯合拒絕協商實質上即係合意不為價格之變動，加以合約之諸多交易條件，亦非不可能一併納入PPA 協商中，透過協商而調整，此經發回判決指明在案。

因此IPP 業者間倘未達成前述聯合拒絕協商之合意，即有可能各自考慮是否提出不同之條件而與參加人協商，該等條件之差異亦將可能影響參加人購電對象及數量之決策，IPP 業者即有可能各自考慮是否以較有競爭力之交易條件與台電公司進行協商，藉以取得更多交易機會。

五、原告與其他IPP 業者之聯合行消弭原先可能存在之競爭，足以影響市場供需：

（一）原處分並未要求IPP 業者必須接受參加人提出之協商條件，非難標的自始即為「IPP 業者因意思聯絡，達成一致拒絕參加人要求調降購售電費率，相互拘束事業活動之合意」之行為，原處分未實質認定參加人或IPP 業者提出協商條件之合理性。

公平交易法原則上並不介入個別事業之定價、產銷等經營行為。

IPP 業者間倘無聯合拒絕協商之合意，而各自就協商事宜進行決定，其結果有可能考慮接受參加人之條件、或提出不同之協商條件、或拒絕協商修約。

不論其考慮結果如何，只要係基於自身之經營策略而為獨立考量，即屬個別業者獨立之事業活動，而無違法。

（二）IPP 間藉聯合行為採取一致性行動，避免自行決定協商事宜將使個別IPP 暴露於競爭之風險下，此等藉聯合行為避免競爭風險之情況，即係聯合行為應受規範之基本原因。

蓋公平交易法之規範目的，乃在確保市場之自由、充分競爭，期透過競爭而以市場機制自然使市場達到其供需平衡點；

是以聯合行為倘消弭了市場之競爭，市場機制遭到干擾及破壞，則市場將無法透過競爭機制之運作而自然達到最適狀態，其供需功能即有受到影響之風險，此即原處分理由第二點所述意涵之所在。

（三）前述星元公司進入協進會之立場變動，顯見各IPP 業者之看法原本並不相同，惟透過聯合行為之合意，即可除去渠等彼此間相互競爭之顧慮，而以一致立場對外。

又以本件契約協商最終結果來看，於各IPP 業者與參加人各自進行協商後，就特定事項有達成協商及未達成協商之不同，且最終達成協商者之協商內容、時點亦均有別，益顯示本案「聯合拒絕」協商之合意，先前確已對各IPP 業者發生限制獨立決策的效果，而影響相關市場之競爭。

（四）由於參加人為國營事業，且為目前唯一可售電予終端用戶之業者，故其電力售價之決定須以極大化社會福利為目標。

而其電力售價又受發電成本之影響，故參加人自行發電之成本及向IPP 業者購電之成本，均為影響參加人電力售價之因素。

至IPP 業者因屬民間企業，原以追求利潤極大化為目標，故在其最大產能之範圍內，視參加人購電價格高低，決定其最適產量。

再者，由於國際能源價格升高，使IPP 業者成本上升，造成其利潤減少，是以IPP 業者要求參加人隨國際能源價格定期調整收購價格以維持其合理利潤，但此期間資金利率也持續下跌，以致參加人之可避免成本也隨之下跌，但IPP 業者卻於調整定期收購價格的同時，聯合拒絕與參加人協商調整購電費率，使得收購價格扭曲，參加人付出不合理之收購價格。

因此，於保證收購量之政策下，IPP 業者之行為已造成資源配置扭曲、社會福利下降。

（五）在現行法令限制及實際交易狀況下，參加人購電對象有限，主要即為本案之原告及其他IPP 業者共9 家，IPP 業者之聯合行為將造成參加人之上游形成一個由IPP 業者為賣方獨占之市場，再考量原本下游售電市場已係由參加人獨占之情形下，則形成雙重獨占的狀況，造成對消費者剩餘的雙重剝削，並產生更多的無謂損失，其所造成的社會福利下降程度更高。

參與聯合行為事業之市場占有率總和高低，亦反映聯合行為可能對市場供需所產生之影響程度。

本案原告與其他IP P業者在99、100 年度於發電市場市占率總和近19 %（以參加人之淨發購電量比例計算），顯見IPP 業者本身對國內發電市場之供給乃具不可或缺之地位，且參加人為降低成本及維持營運績效，對於IPP 業者亦具有依賴性，則殊難想像原告等所為之聯合行為對市場不生影響。

（六）參加人是否具獨占地位與原告等IPP 業者是否勾結從事聯合行為，實屬二事。

且觀本案自96年開始進行協商過程，緣由乃IPP 業者先要求修約，而參加人就渠等之要求亦具體研議協商、甚至同意先修訂燃料成本計價條款，IPP 業者復聯合拒絕協商修訂利率浮動機制條款，對參加人之財務造成負擔，自也間接影響了其未來之營運、投資及電能供給能力，益證IPP 業者於實質上確有談判議約力量，並不因參加人是否獨占而居於較劣之地位。

又不論協商開端是否為經濟部要求，IPP 業者對於是否同意協商及協商之內容與條件，均有個別自主決定空間，並非受國家公權力強制或迫於參加人之要求而不得不為。

（七）原告等以意思聯絡方式達成聯合拒絕與參加人協商調整購售電費率之合意，相互約束事業活動，致市場喪失原應有之競爭效能，進而減損其交易相對人參加人於正常市場競爭狀態下原可能享有之競爭福祉，且此等減損終將完全轉嫁給最後的消費者所共同承擔，負面效果亦外溢至售電市場之供需機能，其最終結果將導致整體電力市場的資源無效率配置，是本案聯合行為自足以影響發電市場之供需機能。

至原告稱IPP 無修約義務，即使未修約亦僅是按原合約履行、對市場並無造成變化云云，僅著眼在聯合行為之結果是否會對市場供需發生「實際」影響，有悖於發回判決之判斷標準，自不足採。

六、據證人蔡志孟於本院更審前103 年4 月25日準備程序作證時所稱可知，於原處分作成時，並非所有IPP 業者均與參加人完成修約。

又即使事業之違法行為於被告作成處分前業已停止，亦非不得再予糾正之。

倘事業之行為已違反公平交易法規定，被告均得對其進行糾正，俾使市場回復原有之自由與公平競爭秩序。

縱使事業之違法行為已停止，被告所為「命停止違法行為」之糾正處分，仍具有確認違法事實之警示作用。

是原告與其他IPP 業者之聯合行為經被告查證屬實且認定違法在案，不論原告事後是否已停止違法行為，被告依行為時公平交易法第41條第1項前段命其停止違法行為，仍屬適法且有必要等語，資為抗辯。

七、綜上所述，並聲明：

（一）駁回原告之訴。

（二）訴訟費用由原告負擔。

肆、參加人則以：

一、被告為獨立專業之合議制委員會，所為之決定享有判斷餘地，對原告等IPP 業者所為之聯合行為之處分效力猶在，並業據渠等繳納罰款在案，法院自應予尊重並降低審查密度。

又被告判斷受合法性推定，應由原告等IPP 業者舉證並無違法，本院始有行調查之必要，惟渠等僅空泛主張如上，未具體敘明原處分有何事實認定錯誤或違反證據法則等適用法規不當之違法情事，原處分自應予維持。

二、參加人就資本費率係以資金成本之利率計算避免成本，83年前因利率互有漲跌，未料84年後利率巨幅下滑5 倍之多，故以固定利率計算，為開放發電業作業要點或設立發電廠申請須知所明定。

嗣因審計部要求經濟部檢討參加人資本費過高問題及IPP 業者要求調整能量費率，且參加人不可能不設定條件單就燃料成本調高給付，是參加人基於監督及主管機關事前要求及同意，IPP 業者同意參加人調整利率影響之資本費作為配套措施或條件，參加人始先同意修改燃料成本，雙方有調整資本費之合意，能量費率修改與容量費率之資本費修改係同步，互為配套條件，此亦有相關溝通協商會議紀錄及經濟部、參加人之函文可稽。

詎參加人先行調整燃料成本機制為及時反映後，IPP 業者等卻違反承諾拖延拒絕調整資本費率，參加人事後始知悉此為聯合行為所致。

參加人目前請求調整資本費之基礎，主要係因IPP 業者違反嗣後承諾，備位主張合約以避免成本為基礎，且情事已有變更，並非逕自請求改變原合約固定利率，而是因應渠等請求調整能量費率機制，同時配套要求調整利率影響之資本費，故與83、84年第一、二階段原合約資本費率未約定調整機制及88年後第三階段原合約第30條第2項第1款約定不調整並無關連，96年新約定已取代原合約約定。

三、有關本件存在競爭可能性及發電市場之部分：

（一）本件依公平交易法第46條規定應優先適用本法。又原告等IPP 業者屬於具競爭關係之同一產銷事業，同法第4條所稱之競爭包含潛在競爭，原告之主張混淆競爭關係之有無及實際是否互為競爭，對於後者之判斷更有侷限於形式外觀之不當。

復因PPA 之交易條件及實際供電能力各自有別，參加人於調配電力時可統籌考量與IPP 業者間議定之保證時段及非保證時段之購電價格、渠等供電能力等因素，自影響參加人之調配及購電決定，乃IPP 業者間互為競爭之條件，以非保證時段尤為明顯。

況倘參加人與IPP 業者間存在協商機制，縱屬管制型產業市場，即存在競爭可能性。

（二）再者，IPP 業者非屬參加人之分公司，縱參加人透過台汽電持有渠等股份，亦未達控制從屬關係，IPP 業者與參加人於組織與經營皆各自獨立。

參加人無從控制IPP 業者之價格決定，所生產之電力所有權均屬其自有。

參加人與IPP業者之電力交易適用相互購電辦法，其購電關係即為交易關係。

IPP業者將其電力躉售予參加人，再由參加人售予終端使用者。

IPP業者及參加人各自為本身利益計算，利害相反，均以追求自身最大利潤為依歸，此與員工屬於公司內部人，與公司有盈虧共生關係顯不相同。

（三）參加人與IPP 業者於102 年考量部分業者營運情況之差異性，就超過容量因數40% 之購電數量、價格、資本費隨利率浮動調整方案、因利率下降反映於容量費率之資本費之價格減少等達成合意修約，雙方於履約階段或延長合約階段可合意或已有達成修改購售電之數量及電價，足證履約階段IPP 業者間存在競爭可能性，此有IPP 業者與參加人間之修約協商會議紀錄及證人蔡志孟、胡大民、鄭壽福之證詞可稽。

（四）原告援引「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」等規定，惟本案係處理IPP 業者之聯合行為，事前許可結合行為與隱匿合謀之聯合行為係不同概念，分別規範於公平交易法第9條至第13條和第14條以下，二者迥不相同。

又本案9 家IPP 業者係形成一發電市場，該市場僅有參加人一個買家，而IPP 業者之市場佔有率，以其銷售之電量佔所有民營電廠總銷售量之比率，在現行法令限制及實際交易狀況下，9 家IPP 業者就其出售之電力構成一個市場，即發電市場。

交易商品即渠等生產之全部電量，參加人無向他電廠購電之可能性，故9 家IPP 業者之市場佔有率，應以該IPP 佔9 家IPP 業者總發電數量之比例為準，與該電量佔全國總發電量之比例無涉，故渠等市占率應係百分之百。

是原告誤將結合行為與聯合行為混為一談，更錯誤計算市場佔有率。

甚至，在參加人無法向其他供應商收購能源之情形下，9 家IPP 業者之聯合行為將造成參加人之上游形成一個由渠等為賣方獨占之市場。

（五）聯合行為本質上有妨害市場競爭的可能，故不論參與者市場占有率高低，皆當然違法。

縱認渠等之市占率僅原告所述之19% ，因渠等聯合拒絕調整資本費率，其聯合行為所影響者，乃涉及核心競爭手段之電力價格，則當然推定為違法。

退步言之，縱以質與量標準判斷原告之行為，原告之市場占有率為100 ％，亦已超過可察覺性理論市場占有率總和5 ％之門檻，縱依原告所稱僅為19% 亦已超過該門檻，自足以影響市場供需功能。

自質的標準觀之，原告拒絕修約之聯合行為，係對參加人向渠等購電價格之限制，屬核心競爭手段排除，故仍具有影響市場供需功能之高度可能性，自亦不符合微小不罰之標準。

（六）原告國光公司購售電計畫之增購提議書，提出以增加容量因素並調整能量電費計價之方式，改善該公司之獲利狀況，可反證修約非無任何可期待利益，須視各項因素而定。

96年修約就燃料成本增加給付部分，乃為解決國際燃料上漲及部分IPP 業者財務壓力，96年至101 年間總計參加人增付燃料成本達212 億元，明顯對原告等有利。

另經雙方合意之修約，經濟上條件有利與否，並非決定有無競爭關係之標準。

又參加人於88年9 月1 日發函麥寮公司即表達雙方換文修約調升購電費率，可見IPP 業者並非均無修約能力或修約一定無利可圖。

（七）原告主張自承簽約前有競爭，合約履行中依合約履行，並非因此就無競爭。

況合約履行中，服務良窳、故障比率、穩定生產與否、維修保養量等品質，仍得作為未來合約延長或屆期簽訂合約之競爭因子。

原告等無非以「已和參加人簽訂購售電契約」，為無競爭狀態之抗辯，實屬倒果為因，本案在市場進入、市場價量、契約再開協商及履約等階段，均存有競爭可能性。

其中，在進入市場之競標階段，各IPP 業者就容量費率及能量費率，各有不同之配比組合考量，不僅影響IPP 業者競標階段是否能以最低價格得標，亦影響履約階段參加人基於實際用電需求向IPP 業者調度時，是否配合調度發電，惟均非不可於履約階段為競爭調整，原告國光公司提出之新提購電計畫證明價格數量於履約階段可競爭為調整。

（八）原告國光公司向參加人提出計畫書提升購售電之計畫，其提議由現階段容量因素50% 增加為60% 以上及價格調整方案，以增加供電提升其獲利。

若是IPP 業者完全沒有更改價格、數量之可能性，又何以會提出此計畫？況其他IPP業者最近亦正有洽談、研議其他類似調整供電數量及價格之方案，亦見原告主張，並不足採。

四、原告等確有聯合拒絕修約之行為之合意：

（一）據協進會會議紀錄可知，雖原告均有出席參加人召開之協商會議，惟形式上是否出席與實質上是否拒絕協商，係屬二事，觀渠等於會議上之發言及陳述，實係基於已達成之拒絕協商合意立場，分別說明拒絕之理由。

不論該等理由是否確有成本上或商業上之合理性考量，IPP 業者於接獲協商通知初始，迅即集會達成一致拒絕協商之合意，已符合一致性行為要件，且透過聯合行為對於價格為僵固拒絕協商調整甚明。

（二）所謂一體適用僅係指大方向修約原則，本案PPA 能一體適用部分，也只是公式化架構與項目之大原則，該大原則對各IPP 業者產生價量之連結，至於各IPP 業者之實際價量多寡及其他合約細節，則非一體適用原則所及，而屬可個別協商之部分。

實則原告有相當對等的協商力量，不論採公開協商、開會或其他如陳情等非正式管道，此從96年後經濟部或參加人與IPP 之多次會議協商足證之，原告稱無價量決定力，顯與事實不符。

（三）另自105 年7 月13日準備程序證人胡大民之陳述可知，參加人之所以先提出一體適用，乃避免IPP 業者質疑不公平差別待遇，並非不願接受與個別IPP 業者達成不同之協商條件。

至原告稱合約本已約定資本費率採固定機制、當初係參加人要求採固定機制等節，無非係在主張原告並無與參加人修約之義務。

惟原處分並未要求IPP 業者必須接受參加人提出之協商條件，原處分非難者乃IPP 業者間藉聯合行為採取一致性行動，避免個別IPP 業者自行決策將暴露於競爭之風險下，此等藉聯合行為避免競爭風險之情況，即係聯合行為應受規範之基本原因。

（四）本案9 家IPP 業者以意思聯絡方式，達成聯合拒絕與參加人協商調整購售電費率之合意，相互約束事業活動，致市場喪失原應有之競爭效能，進而減損其交易相對人參加人於正常市場競爭狀態下原可能享有之競爭福祉，且此等減損終將完全轉嫁為最後的消費者所共同承擔，爰本案聯合行為非但足以影響發電市場之供需機能，其負面效果亦外溢至售電市場之供需機能，其最終結果將是整體電力市場的資源無效率配置。

（五）星元公司和參加人就調整燃料成本機制，本已同意以資本費隨利率調整合併研議等配套措施，雙方確有修改資本費之合意。

當時出席96年協商會議之星元公司人員即台汽電人員吳宏能與蔡佳玲與代表星能公司者相同，全程參與並知悉前述配套或條件，有雙方之回函及購售電合約燃料成本費率調整機制協商會議記錄可證。

然前開星元公司人員亦曾參與進協會相關會議，其於正式受邀加入協進會前，即曾參與本件聯合行為，於參與協進會後，更改變原擬與參加人修約之立場，益證星元公司於其他8 家IPP 業者確有聯合拒絕修約之行為。

五、依美國聯邦交易委員會與司法部公告對事業共同行為之規範處理準則第4條第2項、第3條第1項、第2項等規定可知，原告等IPP 業者係透過合意不與參加人調整合約價格，即係不競爭價格或產出之合謀，被推定為當然違法，並不適用安全區之規定，且無庸詳細調查，法院應推定渠等行為對市場競爭有重大影響。

六、關於參加人與IPP 民營電廠間就資本費隨利率浮動調整方案之購售電合約爭議，參加人曾表示提起訴訟風險龐大等說法，均不為審計及主管監督單位所接受，並一再指摘參加人未盡職責及效能過低，要求提付仲裁或起訴。

嗣參加人據法律意見書表示訟爭不可行，擬維持現行不予調整之方式辦理，惟仍不為經濟部、審計部及行政院接受。

至證人於本院更審前所提之法律意見書等證物，因事證基礎欠缺不完整，委無可採。

七、借款利息差額方案乃資本費率隨利率浮動調整方案。102 年協商修約之條件有減讓空間事屬正常，惟均屬浮動利率調整資本費。

第三方案「借款餘額之利息差額回饋參加人」與第一方案「購售電費率隨利率浮動調整機制」均是針對容量電費下資本費中資金成本項目下利率浮動調整範圍內所提方案，不同之處，在於第一方案，包括自有資金及外借資金之浮動利率成本調整，而第三方案僅縮小金額包括外借資金（僅貸款餘額）之浮動利率成本，後者減讓更多，且2 方案利率均有隨利率浮動調整之結果為提案內容。

最後各IPP 業者換文修訂PPA 所採用之方案即採取利率及外借資金成本浮動調整減讓資本費。

參加人協商修約結果之金額減讓甚多，此所以9 家IPP 電廠自101 年12月起十餘年合約剩餘期限容量電費之資本費共僅減讓約250 億元，而97年至101 年間9 家IPP 業者容量電費之資本費浮動利率差額約1,400 億元。

原告亦承兩方案均為資本費之調整，有歷次協商會議標題可稽等語，資為抗辯。

八、綜上所述，並聲明：

（一）駁回原告之訴。

（二）訴訟費用由原告負擔。

伍、兩造不爭之事實及兩造爭點：如事實概要欄所述之事實，業據提出被告102 年3 月15日公處字第102035號處分書（上訴審卷第66至81頁）、行政院102 年9 月12日院臺訴字第1020147226號訴願決定書（原審卷一第25頁至28頁背面）、本院102 年度訴字第1743號（原審院卷二第110 至125 頁）、最高行政法院104 年度判字第361 號判決（本院卷一第8 至13頁背面）及本院卷、原審卷、原處分卷所附證物為證，其形式真正為兩造所不爭執，堪信為真，兩造之爭點厥為：

一、地理市場方面，原告等IPP 業者是否以台灣本島（全國）構成一發電市場？

二、產品市場方面，各IPP 電廠於保證時段是否位於同一產銷階段（有競爭關係），而為同一發電市場？

三、產品市場方面，各IPP 業者非保證時段之能量費率若有競爭關係，是否會使保證時段之電價亦產生競爭？

四、產品市場方面，各IPP 電廠於非保證時段，是否位於同一產銷階段（有競爭關係）而為同一發電市場？

五、被告得否以原告等IPP 業者均參與協進會，且均拒絕調降購售電費率，即認渠等有相互約制事業活動之合意，而構成聯合行為？

陸、本院之判斷：

一、本件應適用之法條與法理：

（一）按公平交易法（104 年2 月4 日修正前條文- 即本件行為時法）第1條、第2條規定：「為維護交易秩序與消費者利益，確保公平競爭，促進經濟之安定與繁榮，特制定本法；

本法未規定者，適用其他有關法律之規定。」

「本法所稱事業如下：一公司。

二獨資或合夥之工商行號。

三同業公會。

四其他提供商品或服務從事交易之人或團體。」

第4條規定：「本法所稱競爭，謂二以上事業在市場上以較有利之價格、數量、品質、服務或其他條件，爭取交易機會之行為。」

，其立法理由載稱：「．．．二、競爭係指二以上事業在市場上爭取交易機會之行為。

原為經濟學上之名詞，因本法之規定係以公平競爭為基礎，故有明定其定義之必要。」

，第7條規定：「（第1項）本法所稱聯合行為，謂事業以契約、協議或其他方式之合意，與有競爭關係之他事業共同決定商品或服務之價格，或限制數量、技術、產品、設備、交易對象、交易地區等，相互約束事業活動之行為而言。

（第2項）前項所稱聯合行為，以事業在同一產銷階段之水平聯合，足以影響生產、商品交易或服務供需之市場功能者為限。

（第3項）第一項所稱其他方式之合意，指契約、協議以外之意思聯絡，不問有無法律拘束力，事實上可導致共同行為者。

（第4項）同業公會藉章程或會員大會、理、監事會議決議或其他方法所為約束事業活動之行為，亦為第二項之水平聯合。」

，本條立法理由載明：「一、明定聯合行為之定義。

二、事業以契約、協議或其他方式之合意與有競爭關係之他事業為共同行為時，足以影響生產、商品交易或服務供需之市場關係，實務上最為常見者，如統一價格、限制產量、交易對象或劃分營業範圍……等，……亦即一般所謂之『聯合壟斷』。

其對於競爭所加之限制，將妨害市場及價格之功能，暨消費者之利益。

三、按所謂聯合，在學理上可分『水平聯合』與『垂直聯合』兩種，目前各國趨勢對於垂直聯合係採放寬之立法，本法初創，亦不宜過於嚴苛，除第18條（又稱轉售價格維持契約之禁止）係就垂直聯合為規範外，本條則僅就『水平聯合』加以規定。」

第14條第1項前段規定：「事業不得為聯合行為。

……。」

，其立法理由明載：「一、事業間之聯合行為，限制競爭，妨害市場及價格之功能，以及消費者之利益，故應加以禁止。

……。」

，第41條第1項（100 年11月23日新增本條第2項、第3項條文，第1項未修正）規定：「公平交易委員會對於違反本法規定之事業，得限期命其停止、改正其行為或採取必要更正措施，並得處新臺幣五萬元以上二千五百萬元以下罰鍰；

逾期仍不停止、改正其行為或未採取必要更正措施者，得繼續限期命其停止、改正其行為或採取必要更正措施，並按次連續處新臺幣十萬元以上五千萬元以下罰鍰，至停止、改正其行為或採取必要更正措施為止。」

。

（二）經濟部為辦理台電公司於87年2月電業權屆滿前開放發電業申請設立及審核作業之需要，特於83年9月3日以（83）能字第089637號函訂定發布「開放發電業作業要點」一種，全文11點，設有如下相關規定：第2點、第3點：「適用範圍：本要點適用於申請專營水力或火力發電業務之公用事業。」

「開放額度：（第1項）開放發電業之機組總裝置容量，以不超過其商業運轉時台灣電力系統總裝置容量之百分之二十為原則。

（第2項）前項開放額度經濟部將依實際需要調整之。」

第4點、第5點：「電力躉售：發電業所生產之電力，除供發電場廠區自用外，應躉售與台電公司統籌調度。」

「購電價格：台電公司向發電業購買電力之價格，應以不超過台電公司同類型式發電機組之避免成本為原則。

如有爭議時，報由經濟部調處。」

第6點、第7點：「申請資格：申請經營發電業者，應先在國內成立發電業籌備處，據以提出籌設申請。」

「申請條件：（第1項）申請經營發電業者，應先取得台電公司書面同意其使用預定發電廠區之發電專營權。

（第2項）前項發電專營權之同意，自該發電業正式成立給照後，始生效力。

」第8點：「作業程序：申請經營發電業之作業程序如左：(一)成立發電業籌備處。

(二)取得台電公司同意其使用該發電廠區發電專營權之同意書。

(三)取得台電公司同意購電之證明文件。

(四)．．．與台電公司簽定購售電合約。

二、地理市場部分，原告等IPP 發電業者並非以台灣本島（全國）構成一發電市場，原告與其他IPP發電業者之地理市場並非同一：

（一）按行為時電業法第3條規定：「本法所稱電業權，謂經中央主管機關核准，在一定區域內之電業專營權。」

、第4條規定：「本法所稱營業區域，謂依前條規定，取得電業權者供給電能之區域。」

、第6條規定：「本法所稱電業設備，謂發電、輸電、配電所應用之一切設備；

所稱主要發電設備，謂能源裝置原動機、發電機；

所稱中心發電所，謂中央主管機關規定之高效力發電所；

所稱電力網，謂統籌分配供給多數營業區域電業之輸電網路。」

、第17條第1項規定：「電業營業區域，以經中央主管機關核准加蓋部印之營業區域圖為準，不得自由伸縮。」

，參酌現行電業法第2條規定：「本法用詞，定義如下：一、電業：指依本法核准之發電業、輸配電業及售電業。

二、發電業：指設置主要發電設備，以生產、銷售電能之非公用事業，包含再生能源發電業。

……四、輸配電業：指於全國設置電力網，以轉供電能之公用事業。

五、售電業：指公用售電業及再生能源售電業。

六、公用售電業：指購買電能，以銷售予用戶之公用事業。

七、再生能源售電業：……」，且一般企業的產品多可直接用視覺、觸覺或嗅覺而察知其存在，並且可利用儲存來調節市場之需求，而電業所提供之產品無形、無臭，在目前技術水準下，不能預作大量且經濟的生產與儲存為供應市場之準備，電力一旦生產，需即行消費，故而電力事業與其他產業相較，電力事業具有不可儲藏性及產銷一致性（劉華美著競爭法與能源法2009年7 月初版第328 頁參照），但「發電市場」與「輸配電市場」、「售電市場」並不相同，所謂「於國內本島 單 一電力網下統一調度電力，透過變電所及電力網路之快速輸送」，或所謂「大水庫理論」（即無法將不同IPP業者之電力區分使用），乃是基於參加人輸配電、售電予消費者之需求而加說明，但就參加人「購電」之需求而言，若甲地理區域之供電來自Ａ變電所，乙地理區域之供電來自Ｂ變電所，參加人即無法從Ａ變電所購買到乙地理區域之供電，參加人基於各區域售電量不同、輸電線損、各變電所容量及安全性等因素，有自不同地理區域購電之必然需求，甲、乙地理區域之各發電業者，其出售電力之地理市場自有區分，而系爭PPA 是「購電合約」，不是輸配電、售電合約，自應以「供電到特定變電所」作為PPA 合約之終點，至於參加人從特定變電所買到特定地理區域之電力後，要如何輸配送、如何售電，均與系爭PPA 合約無關。

（二）本件經查原告與台電公司簽訂之PPA 約定：「緣乙方( 即原告) 擬在彰化縣彰濱工業區興建裝置容量49萬瓧，淨尖峰能力48萬瓧，以天然氣為燃料整套( 氣冷式) 複循環發電機組之電廠，並已取得主管機關核發之籌設許可；

……。」

( 見本院102 年度訴字第1743號星能公司卷原證3 第1 頁) ，而其他民營電廠之廠址分別為長生公司、國光公司位於桃園縣，新桃公司位於新竹縣，星元公司位於彰化縣，麥寮公司位於雲林縣，嘉惠公司位於嘉義縣，森霸公司位於台南市，和平公司位於花蓮縣，此有台電公司購入電力分布情形可稽（見本院102 年度訴字第1714號嘉惠公司卷1 第149 頁），則原告之發電業營業區域，僅限於經中央主管機關特許成立給照之營業區域即彰化縣彰濱工業區。

參諸證人鄭壽福到庭結證稱：「( 問：請說明各原告發電專營權之區域範圍為何？請說明其他民營電廠發電專營權之地理範圍是否與原告重疊？各民營電廠之責任分界點《即各PPA 指定之變電所》所在位置是否相同？) 星元、星能接在同一個變電所（彰濱超高壓變電所），其他都在個別不同的變電所。」

，證人蔡志孟證稱：「起初發電、輸電、配電權都在台電，嗣後政府開放部分電力發電給各家建廠，廠區分開，只有星元、星能接到同一個變電所，但該2 家業者地理位置上並未重疊。」

「( 問：請說明台電公司與原告依PPA 之責任分界點為何？) 台電與民營電廠來看，電要送出來，責任分界點為送電到變電所，送到變電所之前電力所有權為民營電廠所有由其維護管理，送到變電所之後電力所有權為台電所有。」

「( 問：約定目的為何？) 界定雙方責任點及權責劃分。」

「( 問：原告依PPA 供電、售電義務是否將電力輸往責任分界點為止，即以責任分界點所安裝之計量電表為售電數量之依據？) 是的。」

「( 問：請說明各民營電廠是否可供電至PPA所約定之變電所以外之其他區域或變電所？) 依照合約只能送電到PPA 約定的變電所，各家民營電廠的設備也只能送到約定的變電所。」

等語（見本院102 年度訴字第1743號星能公司卷1第131-132頁)，此為被告、參加人所不爭執，足證原告與星元公司以外之其他7家民營電廠之營業區域、地理位置、連結台電公司電力系統之變電所（即責任分界點)，均不相同，各IPP業者供給電能之區域，僅限於經中央主管機關核准之營業區域，均僅能供電至PPA所約定之變電所（即責任分界點），並無法供電於約定責任分界點以外之區域或變電所，系爭PPA合約各有其出售電力之地理區域，且除了原告星能、星元公司售電到同一個變電所，係處於同一地理市場外，其他各IPP之供電合約均非同一地理市場，就供電地理位置而言，原告與星元公司外之其他IPP業者，彼此並無可取代性。

（三）被告雖主張發回判決已明示不能以電業法對於廠址區域之規定來界定公平交易法上之地理市場，應以交易相對人需求替代性之角度去界定市場。

國內本島係屬單一電力網，而各IPP 業者廠址雖位於不同區域，惟其電力透過變電所輸送銷售予參加人後，均由參加人考量電力系統安全情況，依照「經濟調度原則」於國內本島單一電力網下統一調度電力，參加人透過變電所及電力網路之快速輸送，易於在全國各IPP 間選擇或轉換交易對象，並因電力之「大水庫理論」性質而根本無法將不同IPP 業者之電力區分使用，參加人於全國各縣市所生之購電需求（即自身發電不足之量），可透過調度之方式，向任一IPP 業者購電獲得滿足，則任一IPP 業者之地理市場均應及於全國，而非侷限於自身廠址。

又參加人在各IPP 業者產品間轉換所須耗費之成本極低，易於在全國各IPP 業者間選擇或轉換交易對象，據參加人外購電力狀況及電力來源負載曲線圖以觀，參加人對於各種供電來源之選擇，主要是考量各種電力之取得成本及供電上限，並不受IPP 業者所位區域侷限，至責任分界點（即PPA 約定之變電所）作用僅係在確認分界點兩側電力設備之產權及維護責任歸屬，並以該處所設電錶核計傳輸之電量，目的在釐清契約雙方之權利義務，與市場界定考量因素並無相關云云。

（四）惟參酌行為時「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」規定，所謂「地理市場」，指事業提供之某特定商品或服務，交易相對人可以很容易地選擇或轉換其他交易對象之「區域範圍亦即特定市場」。

本件參加人透過「電力網」統一調度電力，乃指在（於特定變電所）購入電力之後之「輸配電、售電」而言，理論上是購入電力後之程序（雖然是瞬間發生），若以參加人「購電」之需求而言，參加人是要在「特定變電所」購得所必需之電力（之後再瞬間輸送銷售），參加人顯然不能在同一變電所選擇買入其他IPP 業者生產之電力（星能、星元公司除外），故以電力買家之購電需求而言，各電力賣家地理位置及履約位置並不相同，各PPA 供電合約之履約終點，是各PPA 所載之特定變電所，之後之電力輸配送、銷售才涉及大水庫理論，大水庫理論實與購電之PPA 合約無關。

易言之，在購電階段，除了在彰濱超高壓變電所可以選擇轉換交易對象為另一IPP 業者外，交易相對人（即參加人）在其他特定變電所根本無法「選擇或轉換」交易對象到其他IPP 業者，反而是買到特定IPP 之電力以後，為了要銷售給消費者，才會有電力網、大水庫理論、南電北送等輸配送、銷售成本問題，因而在購電階段，參加人不能「選擇或轉換」交易對象到其他IPP 業者（除了星能、星元公司），即無所謂「在各IPP 業者產品間轉換成本」之可言，參加人「購電」之地理市場自非台灣本島，而是各PPA 所載之區域，原告與星元公司以外之IPP 業者，地理市場均不相同，被告主張尚不足採（至原告與星元公司雖然地理市場相同，但並非台灣本島，且原告與星元公司於保證時段之電價並無競爭，原告與星元公司縱有所合意，仍不構成聯合行為，詳後）。

（五）參加人雖主張被告是獨立委員會性質，有關本件發電市場存在與否、各IPP 業者間是否屬同一發電市場、有無競爭關係、有無聯合行為合意及有無影響市場之供需功能或交易秩序，應尊重被告之判斷餘地云云，惟按高度屬人性、專業性、經驗性之專業判斷，固應承認決定之作成機關享有相當程度之判斷餘地，且「法律以不確定法律概念，賦予該管行政機關相當程度之判斷餘地- 尤以不確定法律概念之解釋同時涉及科技、環保、醫藥、能力或學識測驗者，或該判斷之決策過程，係由專業及獨立行使職權之成員合議機構作成，且無具體理由足以動搖該專業判斷之可信度與正確性時，行政法院即應尊重其判斷（最高行政法院105 年判字第239 號判決參照），但本件發電市場存在與否、各IPP 業者間是否屬同一發電市場、有無競爭關係、有無聯合行為合意及有無影響交易秩序，並非同時涉及科技、環保、醫藥、能力或學識測驗，亦非高度屬人性、專業性、經驗性之判斷，行政法院已敘明具體理由足以動搖原處分之認定時，尚非不得為相反之認定，參加人主張尚不足採，本院因而就原處分為高密度審查，認定原處分「將台灣本島列為本件地理市場」之法律見解有誤，自無不可。

三、產品市場方面，保證時段之售電數量（3,134 小時），各IPP 業者無水平競爭，無所謂同一發電市場：

（一）查經濟部為辦理台電公司於87年2月電業權屆滿前開放發電業申請設立及審核作業之需要，乃於83年9月3日公布之「開放發電業作業要點」，經濟部能源委員會於84 年1月及8月分別頒布第1階段及第2階段開放發電業之「設立發電廠申請須知」，依前開申請須知之規定，當時係以各機組競比低於底價之購電價格為得標價格；

嗣經濟部又於88年1月公告「現階段（第3階段）開放民間設立發電廠方案」，該階段之購電價格則未經競比，而係由台電公司單方面決定並公告。

第1、2階段係由台電公司以相當電源機組之成本訂定底價，由低於底價之民營發電業者競比得標，並以決標價格作為購售電費率，第3階段則由台電公司相當電源機組之成本原則訂定公告價格，作為購售電費率，無論競標底價或公告價格，均以台電公司相當電源機組（燃煤或複循環燃氣機組）之發電成本（避免成本）訂定等情，有台電公司於101年11月26日被告調查階段所提出之陳述書可稽（見原處分甲10-2卷第688-689頁)。

又原告與其他8家電廠於得標後，均須分別與台電公司簽訂PPA，原告與其他同屬第3階段設立之民營電廠（包括國光公司、星元公司、森霸公司) 與台電簽訂之PPA ，其中第1條第18款：「保證發電時段全年總時數為3,134 小時。」

第15條第5款：「如因配合調度致天然氣不足保證發電時段發電，甲方( 即台電公司) 依保證發電時段支付容量電費。

」第6 章第29條至第32條就電費、容量電費、能量電費之計算；

第33條至第34條就電能之計算等事項之約定（見本院102年度訴字第1743號星能公司卷原證3)，及開放發電業作業要點第4點規定：「發電業所生產之電力，除供發電廠區自用外，應躉售與台電公司統籌調度。」

；

另參之第1、2階段設立之民營電廠（包括麥寮公司、長生公司、和平公司、新桃公司、嘉惠公司）與台電公司簽訂之PPA，其中第2條：「……乙方（即上開第1、2階段成立之民營電廠）所產生之電能，除廠區內營運所需用電外，一律躉售予甲方(即台電公司)，不得直接供給一般用戶或共同投資之用戶」第20條：「乙方應於商業運轉日起，開始接受甲方電力調度，……。」

第27條：「乙方發電廠應提供機組額定出力於保證發電時段連續運轉之能力，商業運轉期間各月份保證發電量按本合約第1條第16款方式計算；

非保證發電時段應配合甲方系統需要作降載運轉，其最低出力依照該機組裝置容量0%辦理。」

第34條：「乙方發電廠商業運轉後每月發電售予甲方之電度，按容量電費與能量電費分別計價。

……」等約定（見各該PPA)，可知原告與其他8家民營電廠所產出電力僅得出售予參加人，且保證時段之售電，參加人無論取用與否，均應支付容量電費，各IPP業者於保證時段之電費售價（容量費率），無論售價高低，均對參加人購買之電量無影響，各IPP業者保證時段之產品並無因價格而互相替代之可能性，並無水平競爭。

（二）被告雖主張第1 、2 階段IPP 業者，因競標而進入市場，第3 階段IPP 業者經競比審核通過始得標，均須經中央主管機關核准經營發電業務，彼此應具有市場進入之競爭關係，且參加人可向燃煤、燃氣、再生能源等方式發電之民營電廠購電，或向託營水力電廠、汽電共生業者購電，第1 、2 、3 階段IPP 業者，無論發電方式為何，產品均具有替代性，原告與其他IPP 業者當可界定為同一發電市場，且履約階段之再開協議亦屬IPP 之競爭；

又依據陳志民教授之法律意見書中亦指出「IPP 履約行為本身，只是在將此一考量結果付諸實現而已，不會改變該已被形塑且是高度競爭的環境。」

；

參加人則主張競標階段，各個民營電廠就購電費率之容量費率及能量費率，各有不同之押寶配比組合考量，國光新提購電計畫再次證明價格數量於履約階段可競爭為調整，伊與原告等IPP 民營電廠102 年考量部分業者營運情況之差異性，就超過容量因數40% 之購電『數量』及『價格』，以及『資本費隨利率浮動調整方案』即因利率下降反映於容量費率之資本費之『價格』減少，合意達成修約，雙方於履約階段或延長合約階段可合意或已有達成修改購售電之數量及電價，故事實證明履約階段民營電廠間存在競爭可能性，且發回判決並未就保證時段之競爭因素為任何表示，且並無任何文字否定保證時段之競爭關係云云。

（三）惟按公平交易法所稱「競爭」，指「二以上事業在市場上以較有利之價格、數量、品質、服務或其他條件，爭取交易機會之行為」；

稱「市場（或『特定市場』）」，指「事業就一定之商品或服務，從事競爭之區域或範圍」（行為時本法第5條第3項參照；

其立法理由載明：特定市場，係指經濟學上之競爭圈而言，因商品替代性之廣狹、商品銷售地域之不同而解釋其區域或範圍。

）。

另參酌行為時「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」規定，所謂「產品市場」，係指在功能、特性、用途或價格條件上，具有高度「『需求』或『供給』替代性」之商品或服務所構成之範圍；

而「需求替代性」，則指當特定商品或服務的供給者變動該特定商品價格或服務報酬時，其交易相對人能夠轉換交易對象，或以其他商品或服務取代前述商品或服務之能力；

「供給替代性」，指當特定商品或服務的供給者變動該特定商品價格或服務報酬時，其他競爭者或潛在競爭者能夠供應具替代性之商品或服務之能力；

而界定「特定市場」時，係綜合產品市場及地理市場加以判斷。

可知本件所謂產品市場，係指各IPP 業者之產品因價格高低而有替代性（存有競爭）之商品範圍，沒有競爭就沒有市場。

又因電力市場電壓頻率不穩定之外部性，可能肇電力系統崩潰之嚴重後果，故世界各國電力市場之電力調度任務，絕大多數由單一且唯一之調度者為之，在市場已自由化之情況下，大多有獨立系統調度者(ISO）為之，在電力市場未自由化之情況下，則主要由綜合電業之電力調度單位為之，台灣即屬後者之情況。

在ISO之架構下，各電力市場參與者，具有「機會對等」之公平競爭基礎，而台灣在非ISO之架構下，島內所有大小發電廠（台電自己之發電廠、9家IPP業者、汽電共生系統及託管發電廠）一律由台電公司調度處負責，IPP業者並無ISO之架構下「機會均等」之競爭前提（見本院102年度訴字第1744號森霸公司卷第206-207頁許志義補充專家意見書），故判斷IPP有無競爭關係時，其要件應該從嚴（本院第104年訴更一字第69號森霸公司卷3第335- 336頁李惠宗著「追繳不法利得作為主要行政罰的法理」參照），參諸被告於處分書中認定：「五、調查結果：（一)……2.……現階段我國電力市場尚未自由化，雖政府已逐步開放民間投資興建電廠，惟民營電廠僅可售電予台電公司民營電廠發電機組之裝置容量皆納入台電公司供電系統之備載容量之內」一節（見原處分卷第6頁)，就經濟、經營管理實質而言，原告及其他8家民營電廠為參加人發電及供電體系中之一環，與參加人間實已構成一個單一經濟體，而「各IPP業者固希望台電公司能持續且穩定收購其發電機之滿載出力，才能獲得最大利潤，唯相關售電量，依『設立發電廠申請須知』規定，只能售給台電一家，且其於不同時段是否售電及售電量多寡，並無自主權，全聽令於台電調度中心，此外能量費率為單一價格，此與先進國家有甚大差異，先進國家市場競爭機制考慮到IPP業者發電機組於不同發電量下有不同效率，於不同售電量下可提出對應的不同售電價格報價，使各IPP業者彼此為競爭，此外，台灣亦無市場競爭機制所需的即時資訊系統（OASIS）（見本院102年度訴字第1757號麥寮公司卷1第316-318頁台電公司前電力調度處處長張標盛著「台灣電力調度運轉」一文，汽電共生報導第79期），是IPP處於法令、PPA契約管制及參加人獨買之優勢地位環境下，本院認為就IPP間有無競爭關係之認定，應採用較嚴格（對IPP有利）之觀點。

經查本件原處分認定成立聯合行為之時點，並非是各IPP競標進入PPA之時，而是「各IPP合意以拖待變聯合拒絕與參加人協商保證時段之容量費率」（即已簽訂PPA後之履約階段），則「聯合行為當時」有無市場存在，自僅得審酌「合意當時」各IPP產品因價格高低而有替代性（存有競爭）之商品範圍，與各IPP競標進入PPA時之「市場進入競爭」或「押寶容量費率、能量費率」之投標方式無關。

又依原處分事實欄三、(一)之記載：「……第1、2階段係由台電公司以相當電源機組之成本訂定底價，由低於底價之民營發電業者競比得標，並以決標價格作為購售電費率，包括麥寮、和平、長生、新桃、嘉惠等5家業者均屬之。

第3階段則由台電公司相當電源機組之成本原則訂定公告價格，做為購售電費率，第3階段准設並商轉業者包括國光、森霸、星能與星元等4家。」

（見原處分第4頁)，可知原告與其他8家民營電廠之設立係分別於不同時間之3階段得標，縱令其於各自競標階段中具有競爭關係，但不同階段得標之民營電廠間，實不存在有市場進入之競爭關係，更不能過度重視過去之「市場進入競爭」，而忽略「合意時」量價競爭之市場要件。

（四）就價量競爭之產品替代性而言，「合意當時」各IPP 產品因價格高低而「可疑」有替代性（存有競爭）之商品，僅非保證時段之能量費率（其實亦無價格競爭存在，容後詳述），而保證時段之售電數量（3,134 小時），依PPA 契約所定，無論價格（容量費率）高低均不影響參加人之購電量（3,134 小時），保證時段各IPP 之產品顯無互相替代性，並無競爭之可能，原告等就保證時段容量費率調整（即IPP 購電費率隨利率浮動調整機制協商）縱有與其他IPP 業者有何協議，因保證時段售電數量各IPP 彼此間本無競爭、市場存在，即難謂因該協議互不為競爭而該當聯合行為。

至被告與參加人主張「IPP 仍得以較佳服務、較低故障率、較穩定生產、較佳維修保養等手段來競爭未來延長合約或屆期再簽訂新約，或保證時段之備載容量又有不足而有新發生之限電危機時，參加人得另行公開招標而廣邀現有（及潛在之）IPP 業者來評估是否願意投標投資設廠（即設置新的發電機組設備等發電設施），故履約階段仍存有再開協商之競爭」云云，但公平交易法所稱「競爭」，乃指「二以上事業在市場上以較有利之價格、數量、品質、服務或其他條件，爭取交易機會之行為」，此所謂「爭取交易機會之行為」，根據被告官方出版之「公平交易法逐條釋義（一) 」第130 頁（見本院104 訴更一字第76號星元公司卷五第220 頁原證2 ）稱：「至於法條所稱『爭取交易機會』之時點，原則上應係指交易完成之前；

至於交易完成後之履約問題，基本上屬於私權糾紛而應優先適用消費者保護法或民法有關規定，並非本法規範之重心所在。」

，可知成交後之履約問題，並非公平法規範之重心，PPA 契約一旦成立，本應依約履行，PPA 合約第49條固約定：「本合約自生效日起每滿5 年或有必要時，由雙方會商檢討修正之」，但再開協商係契約履行問題，而非「爭取交易機會」，契約當事人本有不同意修正之權利，當PPA 之訂定具有經濟上合理性（而非作為脫法手段時），為維護契約自由原則，被告所稱「再開協商之競爭」，其審酌之順序及強度，自不得高於對已成立PPA 契約之尊重。

從而，被告及參加人所主張「延長合約或再簽新約」之競爭，乃未來之市場進入競爭，並非「合意當時」之價量競爭，且競爭之認定不可能無限擴大，而總有特定時段，過去及未來之市場進入競爭，其重要性即不如合意當時PPA 合約架構下之市場價量競爭。

換言之，被告不應忽略合意當時之PPA 合約，而僅以市場進入競爭或再開協議競爭作為認定有無競爭（市場）之核心。

經查本件於合意當時，各IPP 業者縱使同意降低保證時段之容量費率，依當時之PPA 合約，其保證時段發電之交易數量亦不會因此而增加，各IPP 產品並無替代性，難謂保證時段有競爭或市場存在。

至未來能否延長合約或屆期再簽訂新約，與合意當時已經成立之PPA 中保證時段「電價高低vs銷售量」之競爭因素無涉。

又參加人所稱「國光新提購電計畫再次證明價格數量於履約階段可為調整」，乃履約階段得否合意修改契約之問題，參加人有權不予同意（正如各IPP業者有權不同意修約），而在合意當時，PPA 契約尚未修改，保證時段之電價高低仍與銷售量無關，即無礙於「保證時段無競爭（無市場）」之事實。

至參加人主張伊與原告等IPP 民營電廠102 年已就超過容量因數40 %之購電數量及價格，以及資本費隨利率浮動調整方案即因利率下降反映於容量費率之資本費之價格減少，合意達成修約，可證明履約階段（就保證時段之容量費率）民營電廠間亦（可藉由同意降低容量費率）存在競爭可能性云云，惟保證時段容量費率之高低，對電力銷售量有無影響（有無競爭），乃是看合意當時之PPA 契約而定，與後來合意修改之PPA 契約無關，本件原處分所認定聯合行為之當時，PPA契約保證時段售電數量（3,134 小時），無論價格（容量費率）高低均不影響參加人之購電量（3,134 小時），則縱使之後保證時段售電數量（容量因數）經雙方合意提高，均不影響「合意成立時之保證時段無競爭（無市場）」之認定，被告及參加人主張均不足採。

四、產品市場方面，各IPP業者非保證時段之能量費率縱認有競爭關係，亦不會使保證時段之電價產生競爭，非保證時段電價與保證時段電價非為同一產品市場：

（一）查原告與台電公司所簽訂之PPA 第1 章定義第1條第12款約定：「電力調度：甲方（即台電公司) 依據優良電業運行慣例考量遞增發電成本、遞增購電成本（能量費率相同之機組依熱耗率曲線決定) 、遞增輸電損失、電力潮流及其他甲方（即台電公司) 可單獨決定之合理運轉考量因素，包括但不限於電力系統安全、水資源運用、環保控制、燃料供應、供電品質、機組特性、負載管理等，以調配可運用之總電能，滿足總電力需求，達成電力系統與經濟之運轉。」

同條第13款: 「優良電業運行慣例：係指在適用當時依一般電業所遵循之慣例，包括但不限於工程技術及運轉之考量，以及所使用之設備、方法等及所適用之相關法規、標準、管制辦法，符合以最低成本達到可靠、安全和有效率的運轉結果。」

（見本院102 訴字第1743號星能公司卷原證3 第3 頁) ，而訊之台電公司負責電力調度之證人鄭壽福到庭結證稱：「( 問：第1 、2 階段與第3 階段所成立之民營電廠，依據PPA ，台電與於不同階段所成立的民營電廠其約定之電力調度原則是否有異？第1 、2階段為經濟調度原則、第3 階段為優良電業運行慣例？二者有何不同？) 第1 、2 階段為經濟調度原則、第3 階段為優良電業運行慣例。

發電機組有台電機組、民營電廠機組，限制條件（水資源應用、系統安全、環保因素、燃料供應）滿足下，台電方考量成本統籌調度，為經濟調度原則。

經濟調度原則為全面系統面（台電統籌調度），優良電業慣例（政府法規、環保、設備）為個別電廠應遵循法規面。」

「水資源限制、環保、燃料限制下，機組可用我來作經濟調度作民眾需求，對第3 階段參與的民營電廠亦同，只是用語不同。

上開3 階段調度原則相同，只是用語不同。」

「( 問：台電公司依經濟調度原則調度電力時，應考量之因素為何？得否僅考量能量費率高低為電力之調度？) 一、電力系統安全、水資源運用、環保管控、燃料供應、機組特性、供電品質、相關負載管理措施等限制下作發電成本從低到高調度。

二、容量費率為固定成本，故民營電廠經濟調度原則以能量費率為調度原則」等語（見本院102 訴字第1743號星能公司卷一第139-140 頁) 、「（問：為何台電公司在燃料費率較低之IPP 仍可售電之狀況下，會向燃料費率較高（即台電購電成本較高）之IPP購電？這是否與經濟調度原則不符？）可能是時段性的，一、二階段保證時數都在尖端白天時段，一、二階段中容量費率高但能量費率低於燃料成本，在非保證時段叫他發電他是賠錢的，虧本之下一、二階段購售電合約並未規劃這一塊，因為有環保、天然氣問題，第一、二階段購售電合約所成立的IP P在非保證時段不參與經濟調度。

第三階段合約便有考量非保證時段有發電時數，非保證時段可以向其調度，所以非保證時段第三階段IPP 與台電公司機組作比較作經濟調度。」

（見本院102 訴字第1743號星能公司卷一第143 頁），雖參加人主張鄭壽福103 年4 月25日證稱「虧本之下一、二階段購售電合約並未規劃這一塊（非保證時段之經濟調度）」等語並非正確，因「鄭壽福只了解能量費率，未看到容量費率之配合，鄭壽福說法對合約結構失焦」云云，但訊據鄭壽福稱：「( 問：若不考慮業者是否賠錢之問題，依據合約內容，台電是否其實是有權利對各階段之業者進行調度？）……台電得於非保證時段調度IPP 業者機組，IPP 業者也必須配合台電調度，但若因為配合台電的調度致使年度天然氣用量不足，台電仍必須要支付業者容量費率。

台電如果在前面的非保證時段調度，到年底或最後幾個月時，IPP 就沒有天然氣了不能發電，台電除了容量費率還要照常支付以外，台電可能要調到高成本的機組來替代他不能發電的部分，這對台電來講事實上是更不利的。」

（見本院102 訴字第1743號星能公司卷1 第204 頁），可知非保證時段之經濟調度，縱不討論IPP 業者是否賠錢之問題，實際上參加人亦不可能去調度非保證時段之發電（電費較便宜），來代替保證時段（電費較貴）之發電。

易言之，保證時段之電費（容量費率）縱使不調降，非保證時段（基於經濟調度）之發電，亦不會影響參加人保證時段之電力購買量，非保證時段之電費（能量費率）縱有競爭，亦不會使保證時段之電費（容量費率）產生競爭，非保證時段與保證時段顯非為同一產品市場，則原告等各IPP 就保證時段容量費率調整（即IPP 購電費率隨利率浮動調整機制協商）縱與其他IPP 業者有何協議，因僅涉及保證時段購電費率，而保證時段電費各IPP 彼此間本無競爭，本無市場，即難謂該協議於保證時段之市場互不競爭而該當聯合行為。

（二）參加人雖主張IPP 業者曾因國際燃料價格高漲要求修訂燃料成本調整機制，各IPP 業者於97年完成修約時，已附帶同意未來將續商其他影響購電費率之各項因素（如利率、折現率等) ，可證明保證時段容量費率可以調整，非保證時段能量費率之調整，已使各IPP 業者於保證時段容量費率亦存有競爭云云。

惟查保證時段容量費率之高低，對銷售量有無影響（有無競爭），乃是看合意當時之PPA 契約而定，與IPP 有無修改PPA 之義務無關，本件原處分所認定聯合行為之當時，PPA 契約中保證時段售電數量（3,134 小時），無論IPP 有無修改容量費率、利率、折現率之「義務」，但合意當時PPA 契約既尚未修改，合意當時保證時段容量費率之高低均不會影響參加人之購電量（3,134 小時），從而能量費率之調整，尚不會使合意當時之保證時段電價產生競爭，參加人主張尚不足採。

五、產品市場方面，各IPP 業者於非保證時段之能量費率，並無競爭關係：

（一）參諸台電公司前電力調度處處長張標盛發表「台灣電力調度運轉」一文中，曾以6 個實例分別說明「民營電廠燃氣機組因受PPA 合約以及燃氣用量之限制不適用依價格高低來調度，因而不存在所謂市場競爭之機制。」

「因考慮網路安全，避免產生輸電線路瓶頸，危及供電可靠度，不得不犧牲成本效益。」

「為符合安全運轉、經濟調度之大原則，即使燃煤機組成本低，亦無法因價格低而增加機組發電量。」

「新桃、嘉惠能量費率較低的機組及海湖另一部機均有排程而未調度，並已於當月、尖時段適時增加調度補足，此實例亦說明電源及電網調度首重系統安全。」

「民營電廠和平電廠之G1、G2事先降載至最低，使其發電量佔比小，以減少對系統的衝擊，此案例說明系統安全重於依價格高低調整發電量。」

，並由參加人歷年調度電力之事實，亦可知參加人於整體供電系統可能危及消費者用電安全或有停電疑慮時，將犧牲成本效益而啟動安全調度。

如冬季離峰期間系統負載雖較尖峰日約低800 萬瓩，惟燃煤火力機組業已排定大修維護，故冬季電力系統基載電源仍嚴重不足，但因能源結構不良，大量高成本燃氣機組仍須於基載發電，此由102 年離峰日電源調度實績即可知之。

且為確保於保證時段依約發電，各燃煤及燃氣IPP 業者均會利用系統負載極輕之長假期間安排檢修，參加人之電力調度處亦會視系統供電能力充裕時同意其停機申請，以確保後續用電需求高時之調度需求無虞，以符合「安全運轉、經濟調度」原則（見本院102 年度訴字第1757號麥寮公司卷1 第316-318 頁台電公司前電力調度處處長張標盛著「台灣電力調度運轉」一文) ，可知「經濟調度（優良電業運行慣例）」並非單純價格競爭之結果。

再參酌台電公司負責電力調度之證人鄭壽福前揭證詞證稱「經濟調度並非僅考量能量費率高低，亦須考量電力系統安全、水資源運用、環保管控、燃料供應、機組特性、供電品質、相關負載管理措施等限制」等語，益足證明「經濟調度（優良電業運行慣例）」是由台電公司綜合考量電力系統安全、水資源運用、環保管控、燃料供應、機組特性、供電品質、相關負載管理措施等因素之後，始決定調度對象，並非單純價格競爭之結果。

（二）觀諸參加人98年度至103 年度向各民營電廠購電列表資料（見本院104 年度訴更一字第65號卷四第61-64 頁國光公司更原證51號) ，其中能量費率最高之第三階段IPP 業者森霸公司、國光公司、星能公司、星元公司非保證時段發電總量幾乎每年度都超過1000小時，佔各年度全年發電總量31.55% -46%之間，而能量費率最低之第一、二階段IPP業者新桃公司及嘉惠公司之非保證時段發電總數，則不超過200小時，非保證時段發電比例，約僅在各年度全年發電總量3%至5%之間，第一、二階段IPP業者長生公司於非保證時段發電總量亦僅佔各年度全年發電總量13%至19%之間，可知縱使第一、二階段能量費率較低，但參加人於非保證時段向該階段IPP業者新桃公司、嘉惠公司、長生公司所調度之電力卻很少，顯非依照「能量費率之高低」而為調度。

參加人雖主張伊不是不調度，而是IPP業者不配合云云，但為原告等IPP業者所否認，且參加人已對IPP業者提起民事訴訟為鉅額索賠，於本件訴訟中立場與IPP業者相反，其不利IPP業者之陳述，即應舉證以實其說，而參加人並未就「IPP業者不配合調度」之主張為舉證，其主張尚不足採。

申言之，非保證時段之經濟調度，其售電量不是僅依價格決定，各IPP業者並不會因非保證時段之售電價格較低，而賣出更多之電力，即難謂各IPP業者之「能量費率得為非保證時段之競爭因素」。

（三）被告及參加人雖主張發回判決已然肯定IPP 應屬於同一市場，並進一步具體指明能量費率得為非保證時段之競爭因素云云，然發回判決僅認定原審判決「對發電市場、地理市場範圍之見解尚非無疑」，並指示調查參加人之操作狀況以查明上情，並未明確肯認IPP 應屬於同一市場或「能量費率得為非保證時段之競爭因素」，本院仍有自為判斷之餘地，被告及參加人主張尚不足採。

六、綜上，原告與星元公司以外之其他7 家民營電廠並非同一地理市場，原告與星元公司雖為同一地理市場，但地理市場並非全國，原處分界定原告與其他8 家民營電廠為一發電市場，地理市場為全國地區，尚有違誤，原告與其他8 家民營電廠間於保證時段不存在競爭關係，且非保證時段之能量費率及保證時段之容量費率並非同一市場，各IPP 業者非保證時段之能量費率縱有競爭關係，亦不會使保證時段之電價產生競爭，何況非保證時段之能量費率根本未因經濟調度原則而產生競爭，故而原告等就保證時段容量費率調整（即IPP 購電費率隨利率浮動調整機制協商）縱有與其他IPP 業者有何協議，因保證時段售電數量各IPP 彼此間本無競爭、本無市場存在，難謂因該協議互不為競爭而該當聯合行為，原處分認原告與其他8 家民營電廠為聯合行為規範之主體，進而以渠等透過協進會之運作，合意相互約束事業活動，限制彼此之競爭，且足以影響市場供需功能，有違公平交易法第14條第1項之規定，核有違誤，訴願決定未予糾正，亦有未洽。

原告請求撤銷訴願決定及原處分關於認定原告違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命原告立即停止該違法行為部分，為有理由，應予准許。

七、本件事證已臻明確，兩造其餘攻擊方法，經本院審酌後核與結論不生影響，自無庸一一論駁，併此敘明。

據上論結，本件原告之訴為有理由，依行政訴訟法第98條第1項前段，判決如主文。

中 華 民 國 106 年 5 月 25 日
臺北高等行政法院第二庭
審判長法 官 黃秋鴻
法 官 陳心弘
法 官 畢乃俊
一、上為正本係照原本作成。
二、如不服本判決，應於送達後20日內，向本院提出上訴狀並表明上訴理由，如於本判決宣示後送達前提起上訴者，應於判決送達後20日內補提上訴理由書（須按他造人數附繕本）。
三、上訴時應委任律師為訴訟代理人，並提出委任書。
（行政訴訟法第241條之1第1項前段）
四、但符合下列情形者，得例外不委任律師為訴訟代理人。
（同條第1項但書、第2項）
┌─────────┬────────────────┐
│得不委任律師為訴訟│         所  需  要  件         │
│代理人之情形      │                                │
├─────────┼────────────────┤
│㈠符合右列情形之一│1.上訴人或其法定代理人具備律師資│
│  者，得不委任律師│  格或為教育部審定合格之大學或獨│
│  為訴訟代理人    │  立學院公法學教授、副教授者。  │
│                  │2.稅務行政事件，上訴人或其法定代│
│                  │  理人具備會計師資格者。        │
│                  │3.專利行政事件，上訴人或其法定代│
│                  │  理人具備專利師資格或依法得為專│
│                  │  利代理人者。                  │
├─────────┼────────────────┤
│㈡非律師具有右列情│1.上訴人之配偶、三親等內之血親、│
│  形之一，經最高行│  二親等內之姻親具備律師資格者。│
│  政法院認為適當者│2.稅務行政事件，具備會計師資格者│
│  ，亦得為上訴審訴│  。                            │
│  訟代理人        │3.專利行政事件，具備專利師資格或│
│                  │  依法得為專利代理人者。        │
│                  │4.上訴人為公法人、中央或地方機關│
│                  │  、公法上之非法人團體時，其所屬│
│                  │  專任人員辦理法制、法務、訴願業│
│                  │  務或與訴訟事件相關業務者。    │
├─────────┴────────────────┤
│是否符合㈠、㈡之情形，而得為強制律師代理之例外，上訴│
│人應於提起上訴或委任時釋明之，並提出㈡所示關係之釋明│
│文書影本及委任書。                                  │
└──────────────────────────┘
中 華 民 國 106 年 5 月 25 日
書記官 簡若芸