臺北高等行政法院行政-TPBA,105,訴更一,21,20170525,2

臺北高等行政法院判決
105年度訴更一字第21號
106年4月25日辯論終結
原 告 麥寮汽電股份有限公司
代 表 人 陳寳郎（董事長）
訴訟代理人 陳錦隆 律師
陳維鈞 律師
黃雪鳳 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
劉錦智
劉栖榮
複代理人 洪萱
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1020146733號訴願決定，提起行政訴訟，經本院102 年度訴字第1757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105 年度判字第94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，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76號、104 訴更一字第75號、104 訴更一字第68號、104 訴更一字第66號、104 訴更一字第65號、104訴更一字第64號、104 訴更一字第69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。

本件於訴訟繫屬中，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。

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國光電力股份有限公司（下稱國光公司）、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）、新桃電力股份有限公司（下稱新桃公司）、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）、星能電力股份有限公司（下稱星能公司）、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，國光公司、長生公司、嘉惠公司、新桃公司、森霸公司、星能公司聯名向參加人要求修訂PPA 之燃料成本（費率）調整機制（原告、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原告、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、星能公司、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】18億5仟萬元）。

9 家IPP 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1757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105 年度判字第94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、原告等IPP 業者同為參加人之代工生產之電力，欠缺供給及需求替代性，自無形成一發電市場：

（一）發回判決指明界定本件產品市場所應衡酌之因素僅關涉「原告等IPP 業者生產之電力，對參加人有無需求替代性」，惟本件除須考量上情，尚應綜合考量生產者間供給替代性，不得僅以需求替代性作為界定產品市場之唯一標準。

而原告等IPP 業者所生產之電力，對交易相對人參加人而言，並無需求替代性：1.參加人供電之備用容量率，於IPP 業者加入發電後，明顯獲得提升，至101 年底參加人統計自發電力及外購電力（包括汽電共生、IPP 、再生能源），已使其備用容量率達22.7% ，如不向汽電共生購電，其備用容量率尚達16.8%，惟若不向IPP 業者購電，備用容量率僅剩0.4%。

是參加人為維持供電穩定，即應向IPP 業者購電，以保持其備用容量率。

2.參加人面對缺電之調度依序為核能、汽力燃煤及IPP 業者燃煤等基載機組；

汽電共生、複循環燃氣發電機組與IPP業者燃氣等中載機組；

高成本之汽力燃氣、汽力燃油或輕柴油等尖載機組替代，是發電機組之負載特性對參加人於電力調度上之功能或用途，本有不同。

又依證人鄭壽福證詞可知，參加人就原告等IPP 業者之發電機組，業於各自之PPA 明定係屬基載或中載，且基載及中載機組，二者於機組運轉之發電時間及發電成本，亦有所不同。

至證人丁○○曾為參加人法律事務室主任，負責PPA 訂約及修約等相關事務，據其證稱足見電力調度與其職務權責無關。

且其證述所針對之被告訴訟代理人所提問題，顯係要求其基於先前職務及星能公司負責人之立場回答，則所為證述自屬其個人意見，要非其實際從事電力調度所為經歷之親身見聞，是其證詞自無可採。

3.參加人若未向任一IPP 業者購電之短缺電量，雖得藉由調度其他高成本發電或是向其他IPP 業者購電替代，惟為避免自身發電成本、購電成本提高、PPA 之履約義務及被求償等風險，基於尋求其最大利益，仍應向各IPP 業者購電，而未以上述方式替代其短缺電量。

再者，PPA 有關購售電力之價格及數量，均應依約執行，任一方皆不得任意變更購售電之價格或數量，參加人顯無可能因任一IPP 業者單方調整售電價格，即基於購電價格及數量之交易成本等因素，拒絕與該IPP 業者交易，而選擇另向其他IPP 業者購電，是原告等IPP 業者生產之電力，對參加人自無需求替代可能性，故本件自無就參加人在原告等IPP 業者電力產品間轉換成本大小等因素，調查其真意之必要。

4.至被告指證人胡大民、蔡志孟、鄭壽福遭本院前審誘導訊問云云，惟法院依職權訊問證人原無誘導訊問可指，且被告於前審傳訊渠等到庭作證時亦未曾提出異議，對渠等所述亦表示無意見，益徵本院前審訊問該3 位證人之證據調查程序合法適當，無誘導訊問之情形，被告險因前本院前審依上開證人證言所為之判決結果不利於己，所為之事後任意指摘，洵不足取。

（二）原告等IPP 業者供應參加人之電力間並無供給替代性：1.依電業法等相關法規及PPA 約定，原告等IPP 業者經經濟部核准營業區域各不相同，且原告使用煤為燃料，具有3部基載之發電機組，裝置容量總計180 萬瓩，燃料類別、機組數量及負載特性、裝置容量等，皆與其他8 家IPP 業者不同。

又若僅就原告或和平公司2 家燃煤IPP 以觀，因二者裝置容量不同，並均屬基載機組而須滿載運轉，及燃煤使用量應受環境影響評估承諾之限制等因素，尚無餘力超量發電，故如任一燃煤IPP 業者不同意調整購電費率，另一家燃煤IPP 亦無法取代。

2.再者，原告與和平公司為燃煤IPP 業者，其他7 家則皆為燃氣IPP 業者，除受有天然氣年度使用量限制，無法超量發電外，由於渠等間因各自機組之負載特性、裝置容量等均不同，致各自之發電能力互有長短，無法取代。

是原告等IPP 業者雖均屬火力發電業，惟因各自之營業區域、使用燃料、機組負載特性、裝置容量等不同，及燃料使用量與環境影響評估承諾等限制，若有任一家不同意調降價格，其餘IPP 業者亦無具備得立即取代補足發電量之能力，故原告等IPP 業者供應參加人之電力尚無供給替代性。

二、參加人得以其電力網跨區統籌調度IPP 業者之電力予臺灣本島用戶，則臺灣本島自應係參加人經營輸、配電業務之地理市場，與原告於麥寮發電廠廠址區域內經營發電業務之地理市場無關：

（一）若我國在現行電業法下存在發電市場，則IPP 業者地理市場之界定，應係指原告等IPP 業者各自供應電力之營業區域範圍，並應以原告等IPP 業者與參加人之交易方式（包括交易地區、運送時間及成本等），及其在各IPP 業者供電營業區域範圍內能否自由轉換交易對象等，據以判斷各該IPP 業者所在之地理市場範圍。

被告稱地理市場是從參加人的角度，在不同區域內可否轉換交易相對人云云，顯與實務見解及被告多數歷次處分所揭示之界定標準不符，且混淆發電與輸配電業務。

再者，事業即使處於同ㄧ產品市場，仍應依法令限制、產品無法儲存之特性及運送距離等因素，具體區分其所在之地理市場，而事業所屬之產品市場及地理市場同一時，方屬同一產銷階段之市場參與者或競爭者，而有水平競爭關係。

（二）發電與輸、配電屬不同階段之市場，發電之地理市場範圍與輸、配電市場之地理市場界定不同。

蓋依修正前電業法第9條規定可知電業依其經營方式分為發電、輸電、配電及綜合電業等四種，在市場界定上本應分屬不同之產品市場。

而電力系統係由發電、輸電、變電、配電、售電等組成，可概分為發電、輸電、變電、配電、售電等不同階段之市場，原告等IPP 業者均經營發電業務，因發電階段之屬性，與輸配電階段不同，並不具替代性，故IPP 業者僅可售電予參加人，無法直接售電予最終用戶。

（三）參加人為唯一得同時經營發電、輸電、配電之綜合電業，乃我國電力市場（含發電、輸電、配電等）之獨占事業，並獨占我國電力網，而得使用其電力網統籌調配原告等IPP 業者生產之電力供應予台灣本島終端用電戶，自係依修正前電業法第9條第3款及第4款規定經營其輸電、配電業務，原告等IPP 業者所產發之電力，僅能躉售予參加人，經PPA 所定責任分界點後即進入參加人獨占得輸電、配電予終端用戶之單一電力網，進行輸電、配電予具有供電契約關係之終端用戶，其所出售者係參加人自身之電力產品，是參加人以單一電力網進行輸電、配電業務所及之地理區域範圍，自與原告等IPP 業者經營發電業務所涉之地理市場無關。

（四）原告為經濟部第一階段開放民營電廠，由電價競比得標，經營方式為「發電業（將所發電能躉售與參加人）」，並以「麥寮發電廠廠址區域」為營業區域，經核准成立給照之發電業，所生產之電力，除廠區自用外，均應躉售予台電公司，僅能供電至PPA 約定之責任分界點，不得供電於責任分界點外之區域或變電所。

又參加人之電力系統，主要分為北中南三個地區，其電力系統來源，除台電公司自有發電機組提供外，尚須另向再生能源、IPP 業者及台汽電等發電業者購入電力，且其所購入電力之簽約分布情形，亦分布北中南三個地區，以維持各地區電力之供需均衡。

復依PPA 第1條第17款約定之補充說明第3項所載，亦證參加人於簽立PPA 時，即已按原告等IPP 業者連結其所屬變電所，劃分其所屬地區。

而依原告等IPP 業者簽約分布之情形，參以電力具有無法儲存須即產即用之產品，及運送過程中因距離遠近而產生電能耗損之線損等特性，原告取得發電專營權之特定營業區域，僅限於「麥寮發電廠廠址區域」，自與其他IPP 業者不同。

是臺灣本島洵屬參加人以其輸電、配電系統供應其電力之區域，尚非原告供應電力之區域範圍。

（五）至被告援引學者王京明之論文以全島電力網所及之處為IPP 業者之地理市場云云，惟細繹該文標題及論述均與被告答辯相同，且忽略就現行電業法等相關法令對IPP 業者之營業限制、公平交易法第4條僅規範特定市場上之競爭及界定特定市場之規則、PPA 約定，及參加人與IPP 業者之履約現況，加以王京明欠缺公平交易法相關專業知識，純屬其主觀論述，不足憑採。

三、依發回判決就本件市場界定所為之調查指示，被告主張地理市場為全國之發電市場，僅能於電業法修正，解除電業有關價格、營業區域、電力網使用、售電方式等管制後，始能實現，就原告目前所在之電力市場現況，並無存在可能：

（一）我國之電力市場，須就取消電業專營權及營業區域限制、開放電力關鍵設施即電力網之使用及售電方式等，完成電業法修正，解除電力市場管制，落實電業自由化後，始可能於現實上產生自由競爭且地理市場為全國之發電市場。

（二）電業自由化後，電力市場解除管制，取消電業於營業區域及交易對象之限制，開放電力網之使用，不論是藉由綜合電業或輸配電業代輸，或是透過電力交易所或獨立調度中心之調度輸送，發電業均得公平使用電力網跨區輸送其所生產之電能予其電廠廠址區域外之需求者，於此等情形下，電力供需雙方間方可能因選擇不同區域之交易對象，產生不同轉換成本之供需替代性，及電業透過電力網與需求方進行交易之區域範圍，始可能超過電廠廠址區域，隨著電力網擴及台灣本島各地，進而產生被告所稱地理市場為全國之發電市場。

（三）惟原告等IPP 業者如今所在電力市場之現實狀態，仍是由參加人垂直並獨占發、輸、配、售等各階段電力業務，獨占電力網，支配電力市場之所有運作，於現行電業法、電業管理規則及開放發電業作業要點等相關法令規定就發電業之營業區域、售電方式及電力網使用等項之限制下，原告等IPP 業者僅是依PPA 履行義務，藉以填補參加人系統備用容量不足之衛星電廠，被告於本件所稱產品市場為發電市場，地理市場為全國之特定市場，並不存在。

（四）「公平交易委員會對於相關市場界定之處理原則」之內容與本件行為時「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」，就「產品市場」與「地理市場」之定義與市場界定之規範意旨相同，足認被告明知其關於市場之認定，尤應注意「商品或服務及地理區域與其他商品或服務及地理區域間是否具有合理可替代性」，並「以交易相對人之認知，審酌個案所涉及之商品或服務與其他商品或服務在功能、特性、用途、價格或競爭之地理區域上是否具有合理可替代性進行界定產品市場或地理市場」。

本件原告等IPP 業者因電業法尚未開放電業自由化，無法自由使用電力網將所發電力輸送至全國各地區，而須依約將所發電力除廠區自用外，全數依PPA 所訂價格躉售台電公司，故我國並無自由競爭之發電市場可言，與適用上開處理原則規定結果相同。

四、原告等IPP業者並無公平交易法第4條規定之競爭關係：

（一）依前所述，原告等IPP 業者未處同一市場，自無競爭關係。

至被告所稱IPP 業者於成立階段之競比，並非同法第4條規範之競爭。

IPP 業者固於成立階段，已先經由一定之競爭，才能與參加人簽立PPA ，進而獲得設立許可，惟此實因IPP 業者為能跨越電業法、開放民營發電業作業要點、電業登記規則等法令所設投資設立發電廠之進入障礙，應經由電價競比程序，始能順利取得經營發電業之特許執照，充其量僅屬IPP 業者為依法經營發電業務，於進入被告所稱發電市場前，就其與參加人之締約條件所為之較量，與公平交易法第4條規範事業進入市場後所為之競爭不同。

（二）原告就售電予參加人之價格及數量，均受制於PPA 。且依PPA 第1條第8款約定之補充說明第1項，經濟調度原則首重參加人電力系統之安全，並兼顧水資源運用、環保控制等因素後，始能考量能量費率之高低，能量費率之高低，僅係經濟調度原則應考量之諸多限制因素中之最末順位。

而第一、二階段IPP 業者於非保證時段不在參加人為經濟調度之範圍內，而台電公司為維持電力供需平衡，確保供電穩定，並保障電力系統運轉安全及用戶用電權利，「安全調度」優先於「經濟調度」，自無可能成為原告等IPP 業者於非保證時段之競爭因素，是原告等IPP 業者間並無市場價量之競爭。

（三）觀諸證人丁○○與蔡志孟之證述，益證參加人與原告等IPP 業者簽訂PPA 後，不論合意修約與否，有關購售電力之價格及數量，均應依約執行，任一方皆不得片面任意變更購售電之價格或數量，IPP 業者與參加人達成修約合意，仍無從獲得較多售電之交易機會。

（四）參加人與原告等IPP 業者就本件購售電費率所進行之修約協商，無論其協商方式係第一階段之9 家共同協商，或第二、三階段之一對一個別協商，參加人均基於合約一體適用原則，採用相同之協商方案與原告等IPP 業者進行協商，且參加人於一體適用原則下，不願接受各IP P業者所提出之個別協商條件，原告等IPP 業者並無選擇以其他方案或條件與參加人進行磋商之餘地，皆僅能依其所提出之相同修約方案進行協商及達成修約合意，故參加人顯無可能以不同方案與原告等IPP 業者進行個別協商是於契約再開協商階段，原告或其他IPP 業者亦僅需斟酌自身應考量之因素，為自身之契約利益與參加人進行修約協商即可，顯無可能亦無必要以不同之協商條件互為競爭。

故原告IPP業者間亦無契約再開協商之競爭。

（五）至被告以陳志民教授之專家意見書，主張「事前」「取得市場」的競爭為一種競爭狀態之功能云云，同有前述就法令及現狀之忽視，且該專家意見書，不僅立場偏頗，且與公平交易法、電力市場現況及履約實際情形不符。

再者，公平交易法第4條明文規範「市場上」之競爭、同法第5條第3項就「特定市場」亦有其解釋性規定，被告亦自承同一特定市場之事業，始有競爭關係，事業間之競爭如非屬特定市場上之競爭行為，即不受公平法規範之限制，是該法律意見書主張事前取得市場的競爭為一種競爭狀態之功能云云，自不足採。

五、原告等IPP 業者並無聯合拒絕協商或調降利率之合意：

（一）原告最初即基於降低營運成本、平衡收支，獲得合理利潤，並維護公司股東權益等因素，考量調整PPA 之資本費率，不僅嚴重影響原告營運成本及投資報酬率之資本費。

況若接受參加人提出之「購電費率隨利率浮動調整機制」，將使原告於合約到期時遭受高達343.5 億元之鉅額損失，致原告興建、營運電廠及汰換更新設備之重置成本、維修費用及污染整治費等鉅額投資及成本支出，陷入難以回收之風險，自難接受參加人提出之調整機制，與原告參與協進會與否無涉。

又原告雖未同意參加人第一階段調整方案，惟有關購電費率調整之議題，原告始終持續配合進行協商。

而參加人第二、三階段之協商方案，與購電費率無關，自不得已IPP 業者未同意上開方案，即認有聯合拒絕調降購售電費率之合意。

再者，參加人已陸續與原告等IPP業者就第三階段之修約方案達成合意，足證原告等IPP 業者無聯合拒絕參加人調降PPA 費率之合意。

（二）協進會之召開與原告等IPP 業者是否接受參加人提出「購電費率隨利率浮動調整機制」間，並無相當因果關係。

協進會亦未禁止IPP 業者分別與參加人進行任何形式之協商或接受該調整機制，原告等IPP 業者係個別基於各自立場，考量各該PPA 約定及攸關容量費率及能量費率之各項成本後，方分別作出不同意參加人調整方案之商業判斷，與IPP 業者有無參與協進會無關，自不得僅因各IPP 業者之行為外觀上具有一致性，即認IPP 業者間存有聯合拒絕調整購售電費率之合意。

是協進會之歷次會議決議，自無從據以證明原告等IPP 業者有透過協進會相互拘束事業活動之合意，更有證人胡大民與蔡志孟證詞可稽。

（三）就參加人所提調整PPA 費率之方案，本應行磋商談判，原告並無同意之義務，而若無法達成合意，則依PPA 補充說明第43點第1項約定，雙方回歸PPA 約定履約，無礙PPA既定之權利義務，縱參加人未同意參加人之調整方案，惟為遵循與參加人97年間於燃煤IPP 業者燃料成本費率調整機制溝通協商會議，所達成應就影響購售電費率之各項因素繼續協商之會議結論，仍始終積極參與歷次協商會議，不曾缺席。

（四）能源局指示請IPP 業者自行委託研究機構進行研究並提出建議方案，原告等IPP 業者因國內有關電力事業之專業研究機構有限，及8 家IPP 業者設立階段、競比或公告條件等項各不相同等因素，致原告等IPP 業者就評選研究機構及整合所需相關資料即耗時4 個月，且將分別共同委託台綜院及麥肯錫，預計99年2 月始能提出建議方案，嗣又因研究單位研究計畫延遲，迄至99年4 月完成所有研究報告等情，均按工作進度詳實報請能源局備查，而能源局就原告等8 家IPP 業者分別共同委託研究亦無異議。

該研究報告係協助IPP 業者瞭解參加人上開調整方案以利協商，與原告等IPP 業者是否接受其調整方案無關，並無集體協調共同委託研究及決議一體適用研究結論，以表達一致立場之情事。

（五）星元公司98年6 月商轉後，參加人基於「一體適用」原則，建請經濟部命其他8 家IPP 業者應將星元公司納入共同委託研究，原告等8 家IPP 業者依能源局及參加人之指示，始將星元公司納入委託研究案，是不得僅因星元公司商轉後加入委託研究案，即認原告等IPP 業者透過協進會運作，集體協調共同委託研究及決議一體適用研究結論。

（六）101 年6 、7 月間協進會議紀錄雖載有共同委託媒體公關公司之相關討論事項，惟原告並未參與上開討論事項之決議，亦未同意共同委託媒體公關公司，更未與其他8 家IPP 業者於101 年8 月15日對外共同發表之聲明。

被告明知上情，卻認該聯合聲明新聞稿所欲呈現者，即為長久以來IPP 業者透過協進會對於參加人要求調降PPA 費率所採取以拖待變之立場，亦即仍續執行97年間所形成之合意內容，9 家IPP 立場一致云云，洵不足取。

（七）觀諸參加人證人所述均係依被告誘導訊問所為之個人臆測，非證人參與參加人與IPP 業者協商過程所親身經歷之事實，本不足採。

又即使參加人與IPP 業者達成調降能量費率之修約結果，僅是PPA 約定有所調整，尚不影響參加人經濟調度之調度順序。

參加人自97年9 月起邀集所有IPP業者就PPA 購售電費率調整進行協商，其僅願就資本費之利率與IPP 業者協商，並未納入能量費率等交易條件，且係以相同之協處方案分別與原告等IPP 業者進行協商，最終修約結果，均一體適用同一資本費隨利率浮動調整方案。

又參加人與原告等IPP 業者就容量費率之資本費進行修約協商時，僅願秉持PPA 一體適用原則，無法接受原告等IPP 業者個別提出之協商條件，原告等IPP 業者並無選擇以其他不同之條件或方案進行磋商之餘，故被告依參加人證人之部分證述，稱參加人與各IPP 業者得以不同條件達成修約云云，與事實不符。

六、縱認原告等IPP 業者一致拒絕參加人所提協商方案，構成聯合行為，亦無足以影響市場供需功能之虞：

（一）國內9 家火力發電之IPP 業者中，原告售電予參加人之價格最低，且參加人於88年至100 年間亦因此獲得高達1076.5億元之毛利，即使在98年至100 年間國際燃料價格飆漲，致參加人發生虧損之情形下，參加人向原告購電再予轉售後，仍有高達140 億元之獲利，故縱原告未接受參加人片面不合理之調降方案，尚無可能對電力市場產生負面影響。

再者，參加人係國內電力市場之獨占事業，台汽電、原告等IPP 業者及再生能源等民營發電業者，依電業法及PPA 約定，均僅能將電力躉售予參加人，供電量及購售電價格均受制PPA ，致IPP 業者實際上處於無競爭狀態。

且參加人自有發電機組，具有取代IPP 業者之能力，縱認原告等IPP 業者有不同意調整購售電費率之一致行為，亦不可能影響發電市場於參加人獨占之市場供需功能。

（二）原告取得發電專營權之營業區域限於「麥寮發電廠廠址區域」，且不得供電於營業區域外，而與其他IPP 業者所在之地理市場不同。

是原告等IPP 業者並未位於同一特定市場，縱證人鄭壽福稱102 年9 家IPP 佔參加人供電約18.6% ，充其量僅是參加人向IPP 業者購電占其所需供電量之比例，尚不得據以認定上開比例即為原告等IPP 業者之市占率。

且被告既自承參加人與IPP 業者在發電市場具有競爭關係，則依IPP 業者僅能將電力售予參加人及其購入電力可知，發電市場應包括參加人、台汽電、原告等9 家IPP 業者及再生能源發電業等事業。

本件以發電為ㄧ特定商品或服務市場範圍，並以臺灣本島為一地理市場範圍，則計算原告等IPP 業者於發電市場之占有率，依「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」第4 點第1項及第2項規定，自應將上開所有發電業者之發電量及售電量等資料，均納入計算範圍，具體敘明其計算依據及結果，綜合判斷原告及其他IPP 業者之市場占有率對發電市場之供需功能有無影響，始為適法。

（三）被告逕以其認定於發電市場與IPP 業者有競爭關係之參加人於99年度及100 年度淨發購電量度數之比例，作為計算IPP 業者於發電市場之市占率之依據。

嗣又以IPP 業者之競爭對手及唯一交易相對人參加人向IPP 業者購電，可替代參加人較高成本之發電機組，及參加人因IPP 業者未調降PPA 容量費率所生之利益損失等，遽認IPP 業者未同意調整容量費率，足以影響參加人獨占之發電市場之供需功能，於法顯有未洽。

至「台電公司在發電市場之市占率─以台電公司淨發購電量為基準」之統計資料表僅是參加人淨發購電量之統計，被告欠缺以上開統計資料表所載比例作為計算IPP 業者市占率之依據，且該統計資料既已載明參加人100 年度向「民營電廠（燃煤、燃氣、再生能源）」之購電市占率為19 %，卻未詳區分燃煤、燃氣及再生能源等民營電廠之市占率各為多寡，即概括認定原告等IPP業者之市占率近19% ，益見被告計算IPP 業者之市占率，顯然違反前開處理原則，自屬違誤。

（四）又燃煤價格本係漲跌互見之長期平穩走勢，而PPA 乃25年長期合約，就合約期間為整體觀察，最終多付與少付，相互抵銷，對PPA 雙方應屬公平，故96年及97年PPA 燃料成本費率之修訂，對雙方係公平之調整，參加人未因與原告等燃煤IPP 業者合意修訂燃料成本計價條款，而受有購電成本增加之損失，原告亦無因此獲有任何利益。

被告明知燃煤IPP 業者與燃氣IPP 業者就修訂燃料成本計價條款之差異，卻認IPP 業者受惠於參加人修改合約中燃料成本計價條款之利差達136 億元，若算至101 年度則高達194 億元，作為認定IPP 業者未同意參加人協商方案，足以影響市場供需功能之基礎事實，顯有違誤。

七、觀諸原處分內載「8 家民營電廠早在於97年9 月4 日首次召開協商調降容量費率前，即藉所組成之協進會（星元係98年12月29日加入）集會達成拖延協商拒絕調降容量費率之合意」，及被告稱「其實聯合行為當初在他們97年開始協商之前，第一次開會那時候大概9 月時就已經成立了，後續是聯合行為的執行，所以他們的違法行為已經完成而且實現」，足見被告係認定IPP 業者在參加人於97年9 月4 日第一次召開「IPP 購電費率隨利率浮動調整機制」協商會議前，即於97年8 月21日召開「協進會97年度第1 次臨時會」時，已成立聯合行為，至後續歷次之協商會議，僅是聯合行為之執行，亦即上開會議狀態之繼續，是被告迨至102 年3 月15日始作成原處分，已逾行政罰法第27條第1項之3 年裁罰時效。

八、原告於97年至102 年間始終積極參與參加人三階段之協商會議，不曾拒絕參加人提出之修約協商，是原告等IPP 業者間並無聯合行為存在。

又觀諸國光公司、森霸公司、星能公司等3 家IPP 業者與參加人係於102 年1 月28日以和解筆錄取代換文修約；

星元公司係於102 年2 月25日達成修約合意及於102 年3 月6 日換文修約；

長生公司係於102 年3 月4 日達成修約合意及於102 年3 月13日換文修約等情，是縱使原告於原處分作成前，仍與參加人進行修約協商，尚未達成修約協議，惟參加人當時既已與上開5 家IPP 業者達成修約合意並完成換文修約，則原告等IPP 業者於斯時自無可能有拒絕調降費率或修約之聯合行為存在，故原處分依行為時公平交易法第41條第1項前段規定為命原告立即停止違法聯合行為之處分，於法自有未洽等情。

九、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（原審卷一第42至57頁）、行政院102 年9 月12日院臺訴字第1020146733號訴願決定書（原審卷一第58頁至66頁背面）、本院102 年度訴字第1757號、最高行政法院105 年度判字第94號判決及本院卷、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 第1 章總則約定：「乙方( 即原告) 發電廠之廠址位於：雲林縣離島式基礎工業區」( 見本院102 年度訴字第1757麥寮公司卷原證1 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，星能公司、星元公司位於彰化縣，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）。

依上開規定，原告之電業營業區域，僅限於經中央主管機關特許成立給照之營業區域即雲林縣。

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1757麥寮公司卷1第175-176 頁) ，此為被告、參加人所不爭執，足證原告與其他8 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，且除了星元、星能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，原告與其他IPP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，被告主張尚不足採。

（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)。

（二）原告與其他8 家民營電廠於得標後，均須分別與台電公司簽訂PPA ，觀之原告及同屬第1 、2 階段成立之民營電廠 (包括和平公司、新桃公司、長生公司、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。

……」（見本院102年度訴字第1757號麥寮公司卷原證1）；

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3階段設立之民營電廠(包括國光公司、森霸公司、星能公司、星元公司)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(見各PP A)，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。

（三）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。

（四）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，可能肇致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IP P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，何況原告、和平公司、長生公司、嘉惠公司於85年、86年間各自競標參加人釋出之電業權時，新桃公司根本還尚未成立，原告等四家IPP自無可能和新桃公司為市場進入競爭。

又縱使各IP P過去曾有競爭，亦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。

（五）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54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）查原告與參加人所簽署之PPA 第2 章定義第1條第8款：「經濟調度：機組經濟出力值之調度，係指在電力系統安全的限制下，根據經濟調度理論，考量輸電損失及機組出力上限、下限等因素，所決定的各機組最佳出力值。

……」（見本院102 年度訴字第1757號麥寮公司卷原證1 第2頁) ，依其補充說明第2 點約定，該合約第1條第8款所指之「經濟調度理論」，係指「在甲方（即台電公司）電力系統安全前提下，使發供電成本下降至最低，並兼顧水資源運用、環保控制、燃料特性、供電品質等因素後，將甲方機組與民營發電業之機組，全部按能量費率之高低排列；

由費率低者，優先調度發電。」

( 見原處分甲1 卷附件第327 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年度訴字第1757號麥寮公司卷一第183-184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年度訴字第1757號麥寮公司卷一第187頁），雖參加人主張鄭壽福證稱「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年度訴字第1757號麥寮公司卷卷1第256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、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