臺北高等行政法院 107 年訴更二字第 109 號判決

臺北高等行政法院判決

107年度訴更二字第109號

109年4月1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 公平交易委員會設臺北市○○路○段2之2號12樓代 表 人 黃美瑛（主任委員）訴訟代理人 劉栖榮

劉錦智林馨文輔助參加人 台灣電力股份有限公司代 表 人 楊偉甫（董事長）訴訟代理人 張炳煌 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號判決廢棄本院102年度訴字第1757號判決，發回本院更為審理，再經本院以105年度訴更一字第21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，被告及輔助參加人均不服，提起上訴，經最高行政法院以107年度判字第511號判決廢棄本院105年度訴更一字第21號判決，發回更為審理，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該違法行為部分均撤銷。

第一審及發回前上訴審訴訟費用均由被告負擔。

事實及理由

一、程序事項：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107年度訴更二字第99號、100號、101號、110號、111號、112號、115號、116號等8件公平交易法（下稱公平法）事件，係對同一原處分不服，且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。

二、事實概要：經濟部為解決輔助參加人（下簡稱參加人）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、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）、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）、星能電股份有限公司（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業者或IPP），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IP P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）介入協處其與星能公司、國光公司、森霸公司、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臺幣【下同】4億3仟萬元）。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（下稱前原審判決）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（下稱前發回判決）廢棄前原審判決，發回本院更為審理，再經本院以105年度訴更一字第21號判決（下稱原審判決）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。被告及參加人均不服，提起上訴，經最高行政法院以107年度判字第511號判決（下稱發回判決）廢棄原審判決，發回本院更為審理。

三、原告起訴主張略以：

（一）原處分認定9家IPP業者之聯合行為並不可分，若有1家以上未合意拒絕與參加人調整購售電費率，應將原處分全部撤銷；按被告原處分僅依原告等9家IPP業者於97年至102年間均曾參與協進會會議，以及參加人就購電費率調整方案所召集之歷次協商會議等情，認定原告等9家IPP業者合意拒絕調整與參加人之購售電費率，違反行為時公平法第14條第1項本文聯合行為之規定。因此，原處分所認定9家IPP業者之聯合行為，洵屬不可分，是不論是否有1家以上未合意拒絕與參加人調整購售電費率，均應撤銷原處分全部。

（二）參加人與原告於102年8月23日間就第二階段協商達成合意修約後，但僅增加以「借款餘額利息差額」抵扣容量電費之項目即「資本費調整抵扣容量電費」，並未更動PPA本約之任何條款內容。原告與參加人係於102年8月14日協商會議就「借款餘額利息差額回饋」方案達成合意，並於102年8月23日換文修約。雖參加人稱之為「資本費隨利率浮動調整」方案，惟究諸實際，雙方換文修約僅於補充說明第28條「增訂」第4款及附件14，未曾調整本件PPA第35條於附件3所明定之容量費率、能量費率等購電費率或其他合約條款。且上開合意增訂PPA補充說明第28條第4款約定內容，實係自參加人每月應付購電電費抵扣容量電費作為「借款餘額利息差額回饋」之計算公式，至於附件14「附表－麥寮汽電容量電費各年度調整計算基礎」所記載者，則係原告自101年12月1日起之各年度（向銀行）借（貸）款餘額。對照修約前後售電電費計算單，僅增加以「借款餘額利息差額」抵扣容量電費之項目即「資本費調整抵扣容量電費」，絲毫未更動PPA本約之任何條款內容。

（三）本件原處分界定市場，僅將電力市場概分為發電、輸電、變電、配電、售電等階段，並以「發電」為一特定商品或服務市場範圍（原處分第21-22頁），故原處分所認定之發電市場，並非次級市場之「發電批發市場」。且被告主張界定之發電市場包括參加人在內，並以被告提出乙證16主張其計算原告等9家IPP業者之市場占有率時，亦將參加人自己發電量（含核能、水力、燃煤及天然氣等火力發電）及汽電共生、再生能源民營發電業者之發電量一併計入即包括參加人另向風力、水力、太陽光電等再生能源民營電廠之購電量。故本件市場若界定為「發電批發市場」，則該市場將僅及於本件原告等IPP將所發電力躉售予參加人、汽電共生業者及風力、水力、太陽光電之再生能源發電業者等民營電廠（參見前原審卷原證12號），並不包括單一買方台電公司。準此，被告原處分將台電公司之電力系統視為一電力市場，逕以台電公司之淨發購電量計算原告等IPP業者於其所稱發電市場之市場占有率，其所為市場之界定，即有違誤，應先敘明。

１、原告等IPP業者之地理市場並非以全島為單一發電市場，且被告僅憑參加人以其單一電力網輸、配電之範圍，即認定原告等IPP業者以臺灣全島為地理市場及以發電為一特定商品或服務範圍，並未提出證據證明在「理論上」及「實務操作上」此種市場理論有無替代可能性。

⑴在PPA（參加人與原告間所簽立）架構下，難認有公平法

聯合行為之特定市場（或稱相關市場）存在。因為依PPA契約，參加人係原告等IPP業者之唯一交易對象，即唯一買方，即原告等IPP業者所產發之電能（除廠區自用外），應一律躉售予參加人統籌調度。而原告等IPP業者發電機組之燃料類別、裝置容量、額定出力、負載特性、容量費率、能量費率及連結系統之分區與交付電力之責任分界點等項，均已於PPA綁定，故原告等IPP業者得依各自PPA約定履行購售電交易，無從為費率、價格或數量之競爭。兼原告等IPP業者，分別依法取得參加人授予特定發電廠區之發電專營權，並經中央主管機關特許成立給照之營業廠址區域及所在地區，皆不相同，參加人基於維持北、中、南區域間供電平衡及其電力系統供電充足之備用容量率，降低參加人自身發電成本及避免違反PPA之賠償責任等因素考量，為尋求其最大利益，仍應分別依各PPA履行其與原告等IPP業者購售電交易等，有原告於原審提出原證16及證人鄭壽福證詞可稽。綜上，在PPA架構下，原告等9家IPP業者供應參加人之電力，並無供給、需求之替代性可言。原告等IPP業者將電力輸送至PPA契約約定連結電力網之責任分界點（即變電所）時，該等電力即已進入參加人獨占壟斷輸、配電之單一電力網，而歸屬參加人獨占所有，無須假手第三人，且毫無轉換成本之問題可言。是以，原告等IPP業者確實僅是為參加人「代工」之發電廠，而於PPA所定之交易限制下，IPP業者間並無公平法聯合行為之特定市場（或稱相關市場）存在。

２、參加人因獨占壟斷我國輸、配電之電力網，而得跨區統籌調度原告等IPP業者之電力予其於臺灣本島用電戶使用，則其使用電力網統籌調度電力之區域範圍，應屬其經營「輸電、配電」業務之地理市場，不得據以作為界定原告等IPP業者經營發電業務所在地理市場之基準，因此原處分以全島為單一發電市場即有誤會：

⑴參照修正前電業法第6條、106年1月26日修正施行之電業

法第2條第4款、第14款、第24款、第45條第1項、第46條第1項、第3項規定，「電力網」係專屬「輸配電業」應設置傳輸電能轉供用戶之線路系統，並係「主要發電設備（即發電業）與輸配電業之分界點」至用戶間之聯結。而輸電配電業壟斷該單一電力網，並不提供發電業（或售電業）使用時，發電業無從使用電力網，自僅能將電能售予輸配電業者，而且發電業供應電能予輸配電業者之責任分界點（變電所）所聯結之電力網，其使用者亦僅有該電力網之所有權人即輸配電業者，則上開責任分界點洵係發電業及輸配電業之市場分野。原處分將發電業市場與輸配電業市場混同併用，認全島為單一發電市場，自不足採。

⑵電業法修正前，參加人係我國唯一得同時經營發電、輸配

電、售電之綜合電業，為我國電力市場（包括發電、輸配電、售電等）之獨占事業，獨占壟斷我國輸、配電之關鍵設施即電力網。且106年1月26日修正電業法施行後，參加人前揭市場地位毫無變動，仍係我國唯一綜合電業，獨壟斷「輸配電」之單一電力網，且迄今未依修正後電業法第46條第3項規定開放其輸配電之電力網供IPP業者使用。是以，不論電業法修正前或修正後，原告所產發之電能，均僅能依PPA躉售予參加人亦無使用電力網傳輸或銷售電力之資格或能力，則原告售予參加人之電能，輸送至PPA約定之責任分界點（即嘉民變電所），即完成交付，至參加人嗣以電力網統籌調配其向原告等IPP業者購得之電力傳輸供應予其臺灣本島終端用電戶，自係依電業法上開規定經營其「輸、配電」或更下流之「售電業」務之行為，與本件原告為「發電業」即與原告等IPP業者利用發電設備產發電能並躉售予參加人之發電業務，兩不相涉。

３、原告與其他8家IPP業（發電業）者並未處於同一特定市場，且原告等IPP業者之地理市場，亦非以全島為單一發電市場如上述，且原告所生產之電力，對參加人言，並無供給及需求之替代性。

⑴原告在PPA架構下生產之電力，對雖唯一買受人參加人言

，並無需求替代性。因原告為基載之燃煤發電機組，24小時滿載運轉，與其他8家IPP業者於使用燃料類別、機組負載特性（基載或中載）及裝置容量等項，皆有所差異，對參加人而言，於電力調度上之用途、功能或成本，即各不相同。而參加人與原告等IPP業者均應依PPA執行購售電力之費率、價格及數量等交易條件，任一方皆不得任意變更，且參加人為維持其供電之備用容量率，並基於降低自身發電成本及避免違反PPA之風險等考量，尋求參加人自身之最大利益，亦無法以調度其他（發電成本較低）汽力燃氣、汽力燃油或輕柴油機組所發電力，或是向其他IPP購電等方式，取代其未向任一IPP購電之短缺電量。是原告等IPP業者生產之電力，對參加人尚無需求替代可能性可言。被告提出和平電廠電塔倒塌研究論文之研究結果言，亦足證本件原告為基載燃煤電廠24小時滿載運轉，毫無餘力超額發電供應參加人調度，因此和平電廠倒塌事件產生需求，尚無法以調度原告之電力填補，故對原告及參加人言，原告躉售予參加人之電力，自無需求替代性。

⑵參加人為唯一綜合電業，獨占壟斷全國輸、配電之電力網

，原告等IPP業者並無使用電力網之權利，且依電業法及開放發電業作業要點等規定，原告經營發電業務之地理區域範圍，僅限於「麥寮發電廠廠址區域」，不可能遍及全島。參加人之電力系統，主要分為北部、中部、南部三個地區，其電力系統來源，除參加人自有發電機組提供外，應依PPA契約向原告等IPP民營電廠業者躉售電力外，尚須另向再生能源（包括水力、風力及太陽光電）、汽電共生等發電業者購入電力，而發電廠設置亦應考量北、中、南三個地區供需均衡，原告位於雲林縣（聯結嘉民變電所，屬南區系統），營業區域「麥寮發電廠廠址區域」位於雲林縣，依PPA約定交付電力之責任分界點，係連結南區系統之嘉民變電所，核與其他IPP業者連結參加人電力系統所屬地區及營業區域所在之地理位置，各不相同。是原告經營發電業務之相關地理市場範圍，實際上僅限於參加人同意授予發電專營權並經經濟部核准之「麥寮發電廠廠址區域」，要無可能遍及臺灣全島，參照行為時電業法第2條、17條、第23條即明。

⑶若依參加人主張全島為一地理市場之電力同質及大水庫等

主張，原告等IPP業者供應之電能及其自有機組所發電力均進入電力網，由參加人統籌調度，則參加人如何區分其調度之電力，實際上究係其自有機組或原告等IPP業者之電能？及輸配該電能之實際地點與距離？等項，已有疑義。抑且，參加人基於各區域系統之電力供需平衡、電力網之輸電能力限制及避免過多電能耗損（線損）增加供電成本等因素考量，其跨區輸送電能，亦係以中送北、南送中或南送東等鄰區遞補之方式為原則，尚難以調度南區系統之原告電力直接輸送至北區；又北區系統之電能向來供不應求，中區或南區電力系統則無北區之缺電問題，要無可能發生參加人得任意調度北區系統之新桃、長生、國光公司等IPP業者之電力，將北電中送或南送，破壞北區系統電力供需狀態之情形。依上所述，參加人縱使以其電力網統籌調度原告等IPP業者所供應之電力，其以電力網輸送原告等9家IPP業者電能之區域範圍，因原告等IPP業者電廠所在之區域系統而異，尚無可能僅因其使用電力網調度即可毫無限制地遍及臺灣本島。

４、被告並未提出任何具體事證，僅以原處分第6至8頁及第21、22頁之內容，主張其就本件市場界定，係採用「合理替代性分析」云云，並不可採。細繹原處分第6至8頁及第21、22頁之內容，實係被告就電力市場特性、開放民營發電業有關電業專營權及訂定購電費率之規定等調查結果之說明，以及其以經濟調度原則及單一電網，即遽認本件市場係以臺灣本島列為一地理市場範圍，並以發電為一特定商品或服務市場範圍等節。被告事後既陳稱伊係採用「合理替代性分析」，則其應以交易相對人之認知，審酌本件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等為本件市場界定之理由，然原處分就以上情節，均付之闕如，被告顯係臨訟杜撰其主張。且被告無法提出任何經濟分析之實證數據，具體敘明其如何界定本件之發電市場，則被告於原處分僅憑民營電廠與其他發電業者供應之「電力」具有替代性及IPP業者係參加人之電力供應商，即遽認原告等IPP業者處於同一產銷階段及本件之產品市場為發電市場等節，自不值信採。又原處分將原告等電力（能）「發電業」、「輸、配電業」、「售電業」混為一談，統稱為電力業，所為市場界定及分析替代可能性，自不足採。

（四）被告所主張97年8月至101年10月間之歷次協進會會議紀錄，並無法據以證明原告等IPP業者有其所稱聯合行為之合意，且原告及其他IPP業者與參加人於97年9月至102年間之協商過程，原告等IPP業者皆未同意參加人所提協商方案之外觀上一致性，實係因參加人及經濟部提出之方案，均要求原告等9家IPP業者共同開會，並要求原告等各IPP業者「一體適用」（除原告及和平公司以煤為燃料外，其餘IPP業者均以天然氣為燃料）同一建議方案所致。

１、聯合行為之合意，應由被告公平會負舉證責任。而97年8月至101年10月間之歷次協進會會議紀錄，並無法證明原告與其他IPP業者間有被告所稱聯合行為之合意，則被告主張原告等IPP業者係以協進會「決議」方式，達到拒絕協商之違法聯合行為目的，於舉證上顯有不足。參加人於PPA簽約前，因已預見利率隨市場變動之走勢，並要求原告等IPP業者自行承擔利率變動之風險。

⑴參加人早於85年11月2日電業字第0000-0000號函即申明，

參加人與民營發電廠購售電合約之適用原則為「一體適用」，原則上不因不同廠商而適用不同標準，但考量機組燃料等因素不在此限」，其後第一階段協商達成協議亦係本此一體適用原則。本件第二階段協商時，因參加人寄發97年8月11日電業字第09708063771號要求原告等8家IPP業者協商時，僅函附「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」及簡略說明其公式及參數，原告等IPP業者於資訊不對等之前提下，方於開會前召開97年9月4日協商會議並於會議中「各自」表達意見，並無任何牽涉IPP業者各自之容量費率、能量費率、營運成本結構或購售電價格等經營資訊之議題討論，亦未論及參加人所提上開調整機制調整資本費對各自有何影響，更未作成任何干涉或拘束IPP事業活動之決議，自無被告及原處分所稱之「合意」可言。至97年8月21日、同年9月30日、101年10月間協進會之歷次會議，亦難認有被告所稱繼續履行聯合拒絕調整購售電費率合意之情形，且協進會97年12月30日至101年10月之歷次會議，原告等IPP業者仍僅是單就參加人所提之修約方案進行討論，既未涉及各IPP之PPA購電費率、資本費或購售電價格等營業資訊，復未就將來之購售電交易有何商議；抑且，由原告未曾參與101年8月5日共同委託公關公司發表聲明一事，適足證明原告等IPP業者並無透過協進會拘束IPP業者事業活動之情事。又原告雖未同意參加人所提出之「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」，惟原告遵循與參加人97年間於燃煤IPP燃料成本費率調整機制溝通協商會議，所達成未來應就影響購售電費率之各項因素繼續協商之會議結論，始終積極參與參加人之歷次協商，不曾缺席，抑且，依證人蔡志孟證述，益證原告及其他IPP業者乃個別基於各自立場，考量各該PPA約定、攸關容量費率與能量費率之各項成本等因素後，適分別作出不同意參加人所提協商方案之決定，本與IPP業者有無參與協進會之會議無關，尚不得僅因各IPP業者均曾參與協進會及皆未同意參加人所提調整方案之行為結果，於外觀上具有一致性，即倒果為因，反認IPP業者間因參與協進會即有聯合拒絕調整購售電費率之合意。

⑵參照證人蔡志孟證詞，參加人遲至經濟部101年5月4日第

二次委員會議結論，要求參加人以一對一方式進行協商，故參加人自101年5月22日起，第二階段協商始改為個別協商，即參加人於101年5月22日、101年5月31日、101年6月1日及101年6月19日，始分別與原告等9家IPP業者就其所提出「資產報酬率ROA超過3%部分之回饋」方案進行個別協商（103年4月25日準備程序庭呈之)附件19至附件20係第三階段IPP業者之個別協商會議，附件22為101年6月19日原告等第一、二階段IPP業者之個別協商會議）。原告因參加人所提出之「資產報酬率ROA超過3%部分之回饋」方案，其計算方式欠缺合理性，且對原告當初興建電廠所投資龐大成本回收之影響甚鉅，而無法同意上開方案，加上其他IPP業者亦未能接受上開方案，台電公司始即依經濟部能源局101年7月20日第3次協處會議之會議結論所揭示「協處方案」包括「容量因素」方案及「資本費隨利率浮動調整」方案（即前述借款餘額利息差額回饋方案），，除第三階段開放民營電廠之4家IPP業者另同時適用「容量因素」方案外，原告等9家IPP業者均僅能就同一之「資本費隨利率浮動調整」方案即「借款餘額利息差額回饋」方案進行協商，並為聚焦於其所提之上開協商方案，參加人一概拒絕將原告等IPP業者於協商會議所提出之其他協商條件列入討論或協商，此觀參加人就原告及和平公司（按均為燃煤電廠）所提出之上開協商條件，分別以「本次修約應聚焦於『資本費隨利率浮動調整』方案上，不應涉及其他條件之交換」、「本公司已多次表明經陳報主管機關裁示，『資本費隨利率浮動調整』方案應一體適用於所有IPP，……本次協商會議應聚焦於『資本費隨利率浮動調整』方案，不應涉及其他條件之交換」即明；因此第二階段參加人主導之協商，主要是以要求IPP團體協商（101年5月22日後方改個別），並始終堅持「一體適用原則」，僅就同一修約方案分別與原告等IPP業者進行個別協商，並拒絕就原告等IPP業者所提出之其他協商條件進行討論或協商，因此本件不論有無協進會上開決議存在，最終均會在原告等IPP業者「適巧」皆無法同意台電公司所提修約方案時形成外觀上之「一致性」。是原告等IPP業者未能同意台電公司所提議之協商方案，尚不得據以作為被告認定IPP業者構成違法聯合行為之證明。

⑶同理，原告與其他IPP業者，係因國內有關電力事業之專

業研究機構有限，以及依主管機關能源局之指示及參加人之建議，而不得已僅能共同委託研究及同意星元公司得一併適用其他IPP業者之研究報告，同時原告等IPP業者就委託研究一事，均按工作進度詳實報請能源局備查，能源局就原告等8家IPP業者分別共同委託研究一事毫無異議等事實，推論原告等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，以表達一致（拒絕協商）立場之情事。

２、原告並無透過協進會與其他IPP業者為聯合拒絕調整購售電費率之合意。

⑴承上，原告並無透過協進會與其他IPP業者，為聯合拒絕

調整購售率之合意，拘束彼此間事業活動而限制競爭之誘因或動機。按原告之燃煤發電機組係屬基載機組，除定期檢修或歲修外，均應24小時滿載運轉，且原告發電機組經核准使用生煤之年許可量，充其量僅足供原告自身履行PPA之發電義務，顯無餘力藉由生產額外電力用以另外爭取與台電公司為購售電交易之機會，從事被告所稱之競爭詳如上述，自無藉由協進會與其他IPP業者為聯合拒絕調整購售電費率之合意，互相拘束事業活動之誘因或動機。

⑵原告不論有無參與被告所指協進會會議（達成聯合行為合

意），但本件原告基於下列因素考量，均無可能同意參加人所提「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」之修約方案。①PPA所定經濟資產持有成本（資本費）概不調整。因容量費率係將原告建廠成本於PPA有效期間內攤還原告，故原告與參加人簽立PPA時，業於PPA第35條及附件3約定將經濟資產持有成本（即資本費）平均分攤於25年合約有效期間內，並明定合約期間各年度經濟資產持有成本之金額，且PPA第35條僅約定能量費率之調整方式，並無關於容量費率調整之約定。是原告與參加人於PPA立約時，即已約明資本費概不調整。②原告之售電價格最低，自88年商轉後至100年間，參加人向原告購電再轉售業增加其1,0

76.5億元之獲利，與其他IPP業者之售電價格相較，實無承擔虧損風險而繼續將原告藉由有效率之經營管理所節省之利潤與參加人分享之必要。③原告經由第一階段開放民營電廠電價競比程序減價後之得標價格，遠低於底價即參加人同類型式發電機組之避免成本，致PPA所定各項費率，均低於原告實際投資建廠之固定成本及營運維護成本等項。④原告與參加人簽立PPA時，參加人因預見利率變化隨市場因素呈現上下浮動狀態，故而主張利率漲跌乃通常可預期之經濟情事，要求IPP業者投資興建電廠之資本費應採固定利率，不隨利率浮動調整，由投資人即IPP業者自行承擔利率變動之風險，而將原告投資興建電廠之固定成本即資本費，均化於25年合約有效期間再逐年回收（參加人出爾反爾，竟事後主張應就PPA之容量費率有關資本費部分改採隨市場利率浮動之調整機制，不僅有失誠信，並對原告顯失公平）。⑤原告之發電機組設備自88年運轉迄今，已十餘年，均已達屆齡汰換之年限，為能依約穩定供應參加人所需之電量，不僅須汰換更新機組及輸電相關設備，包括鍋爐爐管更新，電源線鐵塔橫擔除鏽更新，鋼構及管架除鏽更新，及DCS、PLC等控制系統之汰換更新等項，並應依PPA約定，配合環保法令，增加排煙脫硝SCR觸媒容積及更新增設排煙脫硫FGD曝氣設備等項。惟汰換更新上開發電所需相關設備之重置成本、維修費用及污染整治費等鉅額成本支出，均不在合約所定容量費率及資本費之範圍內，儘管將大幅增加原告發電之營運成本，原告仍應自行承擔。⑥原告經由電價競比程序之減價後，得標價格遠低於參加人同類型發電機組之避免成本，自行吸收減價後各項利率成本之價差，業致PPA所定資本遠低於原告實際投注建廠之固定成本；輔以PPA所定資本費概不調整及利率變動風險自行承擔等合約精神，原告為降低營運成本、平衡收支，獲得合理利潤，並維護公司股東權益等因素，以及考量調整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，且況若接受參加人所提上開調整方案，原告於114年合約到期時，將遭受高達343.5億元之鉅額損失；致使原告因興建及營運電廠而挹注之鉅額投資，以及為汰換更新建廠營運後已使用長達14年之發電所需相關設備之重置成本、維修費用及污染整治費等鉅額成本支出，陷入難以回收之風險，自無可能接受參加人單方提出之「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」。是以，原告拒絕接受參加人上開調整機制之修約方案，洵與原告參與系爭協進會會議與否無涉，換言之，原告係基於自身經濟考量，不同意參加人協商方案，非與其他IPP合意拒絕協商。

３、依被告之主張，若本件有其主張之聯合行為存在，原告等IPP業者係於協進會97年8月21日、97年9月4日會議達成合意，後續會議僅是上開合意之執行，則後續協進會會議應僅是該聯合行為狀態之繼續。又原告並未參與共同委託媒體公關公司，此為被告所是認，而且原告等IPP業者嗣亦陸續與參加人達成修約之合意，由此足證97年9月30日以後之協進會會議並無拘束原告等IPP業者事業活動之效力，自無被告所稱基於合意繼續為相互拘束事業活動之行為可指。準此，協進會97年9月30日會議以後之歷次協進會會議或參加人召開之協商會議，充其量僅係維持該聯合行為效果之狀態，即聯合行為狀態之繼續，要非被告所稱繼續性之聯合行為。

（五）非保證時段之能量費率並非競爭因素：

１、本件之訟爭購售電費率，不論保證時段或非保證時段，於9家IPP業者間均無競爭之可能性。

⑴依PPA第1條第18款、第19款及第34條規定，原告商業運轉

後每月發電售予參加人之電度，按「容量電費」與「能量電費」計價，而「容量電費」以「容量費率(元/度)X保證發電時段購電量(度)」為計算公式，「能量電費」之計算公式係「能量費率(元/度)X〔每月購電購電量(度)-廠址因素(度)〕」。準此，原告於PPA第1條第14款所定「保證時段」售予參加人之電力，參加人應按其購電量依上開計算公式給付「容量電費」及「能量電費」，至於其於「非保證時段」調度原告發電之購電量，則僅計付「能量電費」。是本件保證時段之購售電費率，關涉容量費率及能量費率，非保證時段之購售電費率，即僅與能量費率有關。⑵參照更2參加人證3，及103年4月25日準備程序證人庭呈證

物附件3協商會議紀錄第1頁、附件23協處會議紀錄第4頁、附件25協處會議紀錄第5頁，足證經濟部為填補參加人供電缺口，因而開放設立民營發電業之背景及相關電業法等法令規制下，原告等IPP業者實際上均僅係為參加人「代工發電」之替代電廠或衛星工廠，於參加人電力系統之地位，與參加人自有發電機組相當，藉以提升其電力系統之「備用容量率」。是以，在PPA及電業法相關法令等限制下，原告僅應遵循PPA約定，悉依參加人調度進行購售電交易即為已足。證人鄭壽福亦證詞亦敘明原告與參加人間之購售電交易，完全依自身PPA約定執行，就其他IPP業者與參加人進行購售電交易之費率、數量等交易條件、參加人有何電力需求及如何調度其他IPP業者之電能等項，迄今均一無所知，故原告等IPP業者在現有購售電制度下，自無競爭之可能性存在。且原告等IPP業者與參加人間進行購售電交易之數量、費率等交易條件，均受限於PPA

之約定，根本無須亦無從依市場供需法則就其所生產電力之費率、價格或數量為競爭。

⑶原告與其他IPP業者於PPA存續期間之「保證時段」，並不

存在「競爭關係」，依據PPA契約約定，「保證發電時段」，各IPP業者均應滿載運轉接受參加人之調度，且參加人若未為調度，其仍應依約給付保證發電時段之容量電費。是原告等IPP業者在PPA存續期間，於「保證發電時段」，自無「競爭關係」存在。

⑷原告與其他IPP業者於PPA存續期間之「非保證時段」並不

存在「競爭關係」。觀PPA第2條約定及證人鄭壽福證述可知原告與參加人間之購售電能，均應依PPA之約定及參加人之經濟調度為之，惟依PPA第1條第8款及PPA補充說明第2條第1項有關經濟調度理論之規定、證人鄭壽福之證言及參加人前電力調度處處長張標盛及大同大學電機系教授陳斌魁合著「台灣電力調度運轉」一文所載電力調度案例等事證，足證參加人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」，且其經濟調度原則，係於電力系統安全為優先之前提下，尚應考量水資源應用、燃料供應、環保控制、機組特性、負載管理等限制條件後，始可能依能量費率之成本高低就參加人自有機組及IPP機組為調度。抑且，即使參加人與IPP業者達成調降能量費率之修約結果，亦僅是PPA之約定有所調整，尚不影響參加人經濟調度之調度順序。是以，參加人之經濟調度原則，與IPP業者間於非保證時段有無競爭關係毫不相關。

⑸依前述，非保證時段參加人僅須依據PPA之約定依能量費

率計算應給付予原告等IPP業者電費，因此參加人主張其保證時段，係依各IPP能量費率高低決定保證時段實際購電量等語相符，但因於保證發電時段參加人均要求所有IPP業者滿載接受調度，以及其調度除確保電力系統安全外，尚應考量參加人自身最大利益，降低其購電成本，因此參加人依據PPA約定之經濟調度原則調度實況，與被告所指之調度電力以價量競爭之假設（即有競爭關係）並不相同，核自不足採。

⑹原告等各IPP業者受限於PPA長期契約之拘束下，亦無可能

因協商調整本件購售電費率，即在將來分別有更多爭取交易之機會，而存在潛在之競爭關係。依PPA第35條第1項約定，合約有效期間內「各年度」容量費率及能量費率經參加人、原告雙方議定。且基於合約一體適用原則，原告等IPP業者即使分別有機會與參加人協商調整購售電費率，不論有無達成修約調整之合意，合約雙方均仍應依PPA履行購售電交易，而且參加人若與其他8家IPP業者任一IPP業者合意修約，致與原告之PPA有不同規範時，參加人應同意原告得比照該約款修訂PPA，以使原告之PPA與其他IPP業者立於同一基礎。抑且，原告等IPP業者與參加人於102年間陸續達成之修約合意，原告與參加人僅係另行約定「容量電費扣抵貸款餘額利息差額之回饋方案未」變動各PPA原本所約定購售電費率中之「容量費率之計算公式或資本費」，故參加人分別與原告等IPP業者就購售電之費率或數量，仍應繼續依PPA之原約定履行，IPP業者尚無從因達成修約合意，即能獲得較多售電之交易機會。⑺原告電廠係基載之燃煤發電機組，已24小時滿載運轉接受

參加人調度，且原告電廠生煤使用許可證及固定污染源操作許可證所限制之生煤年許可量，僅足供原告履行PPA所定之發電義務，再受限於環保要求，實無多餘之生煤使用量可用以發電並爭取較多交易機會，亦足證本件原告等IPP業者無以價量競爭之可能。再輔以參加人所提出98年至106年購電資料顯示，參加人向原告調度購買之電力度數，不論保證時段或非保證時段，已係9家IPP中最高者，以及原告就參加人之用電需求或其與其他IPP業者之交易條件，均毫不知悉等情，顯見原告無須亦無從就購售電費率或購電量與其他IPP業者為競爭。綜上，原告與其他IPP業者於「保證時段」與「非保證時段」之購售電費率，自無競爭之可能性。

２、原告等IPP業者之發電燃料固有不同，惟燃料成本為主要依據之「能量費率」於各IPP業者間並無競爭之作用：⑴參加人之經濟調度，並非以原告等IPP業者之能量費率為

唯一基準。依PPA第1條第8款及其補充說明第2條，證人鄭壽福之證言，以及被告所提出參加人之100年8月18日夏季日負載圖等事證，已足證參加人之經濟調度，係以系統安全為優先前提，並考量水資源運用、環保控制、燃料特性（類別）、供電品質及發電機組之反應特性等限制因素後，始依參加人自有機組及各IPP機組能量費率之高低排序為調度。是原告等IPP業者能量費率之高低，僅係參加人經濟調度應考量之諸多限制條件中最末順位，尚無可能成為原告等9家IPP業者於非保證時段之競爭因素。又原告之能量費率並非9家IPP業者中最低，惟因原告係屬「基載」「燃煤」發電機組之特性，24小時滿載運轉，參加人為經濟調度時，其對原告之調度順序，均優先於參加人及其他IPP業者之「燃氣」機組。故原告於非保證時段根本毫無就能量費率高低與其他IPP業者進行競爭之必要，則能量費率自無可能成為原告與其他IPP業者於非保證時段之競爭因素。

⑵依參加人之上開調度順序及98年至106年間之購電資料，

參加人對原告之調度順序，本即優先燃氣IPP業者，且其於保證時段及非保證時段係以48%、52%或47%、53%之比例，調度原告發電，在非保證時段之調度比例，不亞於保證時段，由此益證原告電廠因屬基載之燃煤發電機組，確實24小時滿載運轉接受原告調度，並無餘力亦無必要為爭取較多之購售電交易機會，即無就燃料成本之能量費率與其他IPP業者為競爭情事。是原告等IPP業者並未因發電燃料不同，即致能量費率於IPP業者間產生競爭之作用。

⑶被告以參加人燃料成本表主張各IPP業者之能量費率得為

經濟調度之比價依據一節，並不可採。觀諸燃料成本表108年7月19日參加人之電源調度預定表，雖載有調度之順序，惟其並未載明當時各IPP發電機組能量費率多寡，且由電源調度預定表備註欄另記載「水資源限制」、「環保限制停機」、「環保管控降載」等項。以及原告為基載之燃煤機組，調度順序優先於燃氣IPP之發電機組等情，益見水資源限制、環保限制、機組負載特性等因素之考量，確實優先於能量費率之排序。是以，原告等IPP業者於參加人之經濟調度，並非僅依能量費率之高低即形成價格之競爭。抑且，原告因遵循雲林縣政府就相關許可證之減量處分，於生煤使用量用罄時，不得已解聯停機並通知參加人，則參加人就原告公司停機所產生之用電缺口，依其經濟調度，固須調度其自有機組或其他IPP業者之電力因應，惟依被告所提出自由時報之新聞報導，參加人於原告公司1號機組解聯停機時，實僅調度其大林新1號、通霄新1號及大潭7號等自有發電機組因應；以及其他IPP業者於保證時段或非保證時段均僅係依各自PPA配合參加人之調度，尚無從預見參加人用電需求多寡、如何調度及其向其他IPP業者購電之交易條件等情，亦足證其他IPP業者尚無可能僅因原告機組停機即處於競爭關係。

３、縱認非保證時段（能量費率）在各IPP業者間有競爭關係；但因保證時段並無競爭關係，且非保證時段、保證時段合成之購售電費率彼此間無從區分；亦因保證時段之購售電費率，本即涵括容量費率及能量費率，則原處分既認「購售電費率為整體不可分」，即應認本件購售電費費率在各IPP業者間不具競爭關係而無替代性，同理能量費率為計算基礎之非保證時段，亦不具競爭關係，即在「購售電費率為整體不可分」，本件PPA購售電費費率亦不具競爭關係。

４、參加人與原告等IPP業者簽立PPA契約後，於契約存續期間，係以PPA契約中「購售電費率」等規定，具體化分配PPA締約當事人間之風險進而取代競爭機制，且因參加人堅持PPA補充說明第43條第2款所定合約「一體適用」原則，若非邀集所有IPP業者進行團體協商，即是以同一方案與各IPP業者進行個別協商，則原告等IPP業者，不論是否同意參加人或經濟部提出之條件（要約），均有可能因IPP業者參與協商之行為外觀所顯示之一致性，而陷入遭被告認定係違法聯合行為之陷阱。

５、被告陳稱電業法並未限制原告以其他條件相互競爭，以本案而言，原告等非不可自行考量是否設法致力於申請環評增加發電限制、提高生產效率……等方式，提升競爭力爭取交易機會云云，無非以107年8月1日修正空氣污染防制法法（下稱空污法）增訂第14條第2項之規定為據，惟：

空污法第14條第1項第2項規定是燃氣IPP業者配合各級主管機關之緊急防制措施，而增加燃氣發電之天然氣使用量時，雖得依空污法第14條第2項規定，報請各級主管機關核可，且不受其原本之環保或環評限制，惟此僅係政府為維護空氣品質於空污法所設之特別規定，核屬例外之個案情況，要非常態；本不得據此即認燃氣IPP業者得藉此提升其供電能力，以與其他IPP業者競爭。且原告於燃煤電廠所使用之發電機組已是生產效率較高、污染較低之超臨界機組，自難僅以提升生產效率之方式增加發電量。又依PPA第18條及空污法等相關環保法規之限制，原告本應遵循生煤使用許可證等相關許可證之環保限制運轉發電機組，而且依空污法第14條第2項規定，降低燃煤發電乃主管機關為防止空氣品質惡化所採取緊急防制措施之一。何況如今談及空氣污染燃煤電廠即成眾矢之的之社會現狀，原告之生煤使用量未遭主管機關一再裁減，已是大幸，焉有可能藉此提升燃料使用量及發電量上限，故被告前開主張具競爭關係云云，亦與事證不符，而顥無足採。

（六）星元公司並非市場外之潛在競爭者：訴外人星元公司95年7月17日取得「經濟部發電廠籌設許可登記備案」核可函、95年8月21日正式成立星元公司、96年2月26日獲得經濟部核發「電業設置發電設備工作許可證」、98年6月26日取得經濟部核發之電業執照及98年6月30日商業運轉等情，即星元公司早在95年7月17日即已獲准籌設電廠，並於96年8月21日取得「電業設置發電設備工作許可證」，參加人與原告等IPP業者97年9月間就購售電費率調整方案進行協商時，星元公司即已是經濟部核准設立之第三階段IPP業者，僅是尚未正式商業運轉，自非尚未進入市場之潛在競爭者。

（七）原告等IPP發電業者產業結構因受電業法、開放發電業作業要點等法規之「管制」，而無競爭存在，則本件購售電費率爭議，自無競爭關係。且依公平法第46條之規定，應不適用公平法之聯合行為及其裁處規定：原告等IPP發電業者產業結構因受電業法、開放發電業作業要點等法規之「管制」，而無競爭存在，已如前述。而依行為時公平法第46條規定解釋，「競爭法」尚不得超越或凌駕「公共利益」、「產業政策」。又依88年2月3日修正公平法第46條之立法理由，所謂「不牴觸本法立法意旨」，應考慮特別法與普通法之法律適用原則、其他法律之立法時間與立法目的，以調和競爭政策與產業政策，促進整體經濟利益，足見競爭法之管制，亦應以促進整體經濟利益（即公共利益）為優先，並取得競爭政策與產業政策間平衡。是競爭法自不應超越或凌駕公共利益、「產業政策」。是原告等IPP業者與參加人間依PPA執行之購售電行為，係依照電業法、「開放發電業作業要點」及「設立發電廠申請須知」等相關法規之行為，於該等法規及PPA之層層管制下，原告等IPP業者僅是為參加人代工之發電廠，IPP業者間並無競爭機制存在，則參加人與各IPP業者就PPA購售電費率調整之協商，洵屬民事契約之議約糾紛，應與公平法之市場競爭秩序無涉。再輔以電業法、「開放發電業作業要點」等法規係屬特別法，立法時間均早於88年修正之公平法46條，以及開放設立民營發電業，其亦蘊含有促進經濟安定與繁榮之產業政策考量，與公平法第1條所定立法目的相符等情，依公平法第46條規定，本件並不適用公平法之規定（包括聯合行為及其裁處規定）。

（八）原告與參加人於102年8月14日協商會議達成合意、同年月23日換文修約，雙方合意修約之條款僅有PPA補充說明第28條，並未變動PPA第35條及附件3已明定之購電費率；而原處分考量本件是否構成聯合行為時，應同時審酌原告等IPP業者之權益及依各自PPA履約之實際狀況等差異；且參加人係獨占我國電力市場之唯一綜合電業，亦為原告等IPP業者之唯一交易相對人（即單一買方），其依一體適用原則要求原告等IPP業者應依相同方案為PPA購售電費率之調整，應構成濫用其買方獨占優勢地位之行為。

１、原告等IPP業者，於97年8月至101年10月協進會歷次會議紀錄，不同意參加人及能源局提出要求原告等一體適用之方案，各有其經濟上原因，並非「意思聯絡，為以拖待變方式聯合拒絕台電公司要求調降PPA費率之合意，屬於水平競爭事業間彼此對價格為拘束之行為」、「各IPP因意思聯絡，達成一致拒絕台電公司要求調降PPA費率，相互拘束事業活動之事實」等詳如上述，即無行為時公平法第7條第3項規定「其他方式之合意」，亦即「一致性行為」之「意思聯絡」。

２、第二階段參加人就購電費率之修約協商，始終堅持「合約一體適用」原則，不論有無協進會之存在，均將導致原告等9家IPP業者均無法接受其修約方案之外觀上一致性，則被告不論本件發電市場唯一買受人即參加人及主管機關能源局之「一體適用」要求及作用，僅憑協進會會議紀錄即推定之原告有聯合行為意思聯絡，亦有未洽。

３、參加人係獨占我國電力市場之唯一綜合電業，於PPA及電業相關法令之限制下，參加人為原告等IPP業者之唯一交易相對人，即具有單一買方之優勢地位，惟參加人明知PPA已固定資本費概不調整，以及原告等IPP業者之電廠設立階段、PPA訂約時之考量、購售電費率係依電價競比或公告價格計算、營運成本結構等因素，各有不同，不應等同視之等情，卻視若無睹，堅持合約一體適用原則，迫使原告等IPP業者應就其單方委託台經院研究之「購售電費率隨利率浮動調整機制」進行修約協商，意圖以同一方案修改原告等IPP業者之PPA有關資本費計算之折現率，核屬濫用其買方獨占之優勢地位，違反公平法第9條第4款之規定，被告未考量參加人及主管機關能源局行為，逕認原告違法，亦有未洽。

４、至於原告等IPP業者調整PPA購電費率與否，與參加人之售電價格並無直接關聯，被告主張IPP業者拒絕調整費率時，當然會影響參加人向消費者收取之電價云云，言過其實，亦不可採。參加人向IPP業者購電，係屬外部購電支出之一部分，僅是計算每度平均電價之諸多因子之一，電業法修正前，104年1月20日立法院通過電價計算公式，並決議設置電價費率審議會。又電價費率計算公式係每度平均電價＝[燃料+稅捐及規費＋合理利潤＋(折舊+利息)＋(用人費用+維護費+其他營業費用)-綠色電價收入-其他營業收入] /售電度數，其計算項目與電業法修正後之上開公式之計算因子大致相同，而參加人向IPP業者及自用發電設備業者等發電業者購電之支出，亦僅是燃料及其他營業費用之一小部分，是不論電業法修正前或修正後，參加人之營運成本占比最重者，均係其內部購電支出之自發電燃料成本，要非外部購電費用。則被告及參加人僅憑電業法修正後電價費率計算公式包括購電支出之計算因子，即謂IPP業者之購電費率，當然會影響參加人向消費者收取之電價一節，斷章取義，委不足採。

（九）綜上，原處分有上開違法，爰起訴聲明：１、訴願決定及原處分（公平交易委員會102年3月15日公處字第102035號處分）關於認定原告違反公平法第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。２、第一審及發回前上訴審訴訟費用由被告負擔。

四、被告答辯略以：

（一）本案應直接適用公平法，無涉行為時公平法第46條規定之是否優先適用其他法律問題：電業法相關法令規範內容雖包括電業權之申請取得、電業設備之規範及裝置規則、電業之經營及監督等，惟電業法並未就民營電廠間從事聯合行為或其他競爭行為設有特別規定，電業法令之管制只限制了IPP之設立程序及參加人之購電價格上限，但並未就IPP與參加人間之交易事項給予一致化、強制性之規範，屬於「事業關於競爭之行為為公平法所禁止，其他法律對該行為並無相關規定：直接適用公平法，無第46條之問題。」之情形，是以本應直接適用公平法，根本不生第46條之排除適用問題。

（二）本件聯合行為之主體，有競爭關係之事業，即本件原告等9家IPP業者。

１、市場界定之原則：依行為時公平法第5條第3項及立法理由、行為時公平法第7條規定可知，聯合行為之主體要件為「有競爭關係之事業」（此亦為發回判決所肯定），亦即於聯合行為案件中，只要市場界定結果可確定多數行為人均屬於同一市場，彼此間具有競爭關係時，該等行為人即該當聯合行為之主體要件。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。至需求替代是指事業調高特定商品價格或服務報酬時，需求者（或消費者）能夠而且願意轉換至其他產品，以取代該特定產品之情形。競爭法下之「相關市場」或「特定市場」並非僅以「完全競爭市場」為限，而是只要市場中有一息可競爭狀況，即有實現競爭（及發生限制競爭行為）之可能，致有以競爭法（公平交易法）保護市場機制之必要。且未受管制之市場事實上亦未必一直持續處於完全競爭狀態、受管制之市場亦非完全處於不競爭狀態，事業在動態市場機制下之行為都會影響競爭後之結果。因此本案之「市場界定」須以參與聯合行為之主體亦即原告等9家IPP業者所生產或銷售的產品為基準，就案關商品或服務之替代性進行分析，以確定原告等9家IPP是否屬於同一市場而彼此間具有競爭關係。

２、本件產品市場：⑴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。本案原告等9家IPP生產銷售「電力」，需求方均為參加人，是於考量「需求替代性」時，自應基於參加人（本院按即買方）之認知立場來考量。且本案兩次發回判決，亦均肯定此看法。

⑵就參加人之認知而言，除自行發電外，亦可向系爭燃煤、

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，就購電需求者參加人而言，均具有替代性，各種電力總合組成參加人供電來源。因此包括原告在內之從事發電業務並銷售電力予參加人之業者當可界定為屬於同一產品市場。

⑶另購售電合約○○○區○○○○○段及保證時段之概念，

惟其區別僅是交易價格之不同，非謂該二時段屬於不同產品市場：

①由於電力供給與需求皆易受許多外生變數的影響，再加上電力無法儲存，瞬間供給必須恆等於需求，因此當緊急事件造成供給量遽然短缺或需求負載暴增時，電力市場之交易成本與價格可能會出現甚為劇烈的波動。為了因應此特殊商品屬性，電力市場的交易設計與規則必須做相應之規劃與處理。於本案，即於購售電合約引進事前撮合及事後結清之交易制度、保證時段與非保證時段之兩段式定價法、違約定價法（如不配合調度之責任）等。

②參加人與9家IPP所簽購售電合約（PPA契約）關於費率之約定，第1、2階段係由參加人訂定底價，由低於底價之業者競比得標，以決標價格作為購售電費率，包括原告、和平公司、長生公司、新桃公司、嘉惠公司等5家業者均屬之；第3階段則由參加人訂定公告價格，准設並商轉業者包括國光公司、森霸公司、星能公司與星元公司等4家。因依開放發電業作業要點第5點規定，參加人向發電業購買電力之價格，應以不超過參加人同類型式發電機組之避免成本為原則，故無論競標底價或公告價格，均以參加人相當電源機組（燃煤或複循環燃氣機組）之發電成本(避免成本)訂定。而在購售電費率結構方面，PPA將電價分為保證時段及非保證時段，每日交易以兩段式價量計算並呈現動態調整，計價公式略如下：購售電費率(A)＝容量費率(B)＋能量費率(C)。容量費率(B)＝資本費率＋固定營運與維護費率。能量費率(C)＝燃料成本費率＋變動營運與維護費率＋促進電源開發協助基金費率（燃煤機組另加計空污費率)。上開容量費率反映固定成本、能量費率反映變動成本。參加人於保證時段支付容量費率和能量費率(A=B+C)，非保證時段則僅支付能量費率

(C)。上開所謂「保證時段」，是PPA約定參加人必須購買的最低發電時數，旨在確保各IPP業者投入的沉沒成本並兼顧參加人的供電穩定性，超過此時數者則以非保證時段之能量費率價格購買。

③據上可知，PPA雖就費率與電量的訂定及調整方式有所規範，但實際交易之電量與平均價格並未確定：在數量方面，雖參加人依PPA對各IPP均有最低購買量（即保證時段），然參加人之實際電力需求量，乃繫於全國整體電力終端用戶之實際需求量超出其自身發電容量之差額，再對各IPP調度不同數量之電力，而全國整體電力需求量並無法事先確定、從而導致非保證時段之交易數量亦未固定（非保證時段交易量＝全國整體需求量－參加人自身發電量－保證時段購買量）。在價格方面，各PPA中約定價格僅為名目價格（事前撮合），而由於PPA購售電費率係由兩部分之費率組成，故須於加計「保證發電時段」及「非保證發電時段」之應付總電費後，再除以總發電量，始可得知參加人實際支付予IPP業者之「每度電力平均價格」（事後結清）。

④參加人最終對各IPP支付之電費及平均價格隨實際購買量而不同，實際平均交易價格係隨最終總發電量而產生變化，亦即市場上之價格仍由需求數量與供給數量共同決定，而此最後結清之數量與平均交易價格由供給法則與需求法則交互決定之現象，適為市場機制之體現。參加人之購電價格，依電業法相關規定，係以其避免成本為上限，保證時段與非保證時段二者依合約雖分別計價，但對參加人而言，購入後均為一體統籌運用，且必須以「每度電力平均價格」為最終購電價格、並不得高於避免成本，故該公司為交易決定時原必須兩部分合併考量，不可將該二時段切割觀察。

⑷發回判決意旨亦肯認被告上揭見解。

３、本件地理市場：⑴地理市場係指參與事業將發生限制競爭效果之範圍，即提

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。本件原告等各IPP業者之發電廠址固為其各自電力生產之據點，惟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，發回判決亦已明示既然參加人在各IPP（及其他供電業者）間有調度選擇之權，則不能以IPP所設廠址區域之來界定市場。原告主張之地理市場為發回判決所不採，原告續予爭執，並無理由。

⑵電業相關法令並未規定參加人不能跨區調度，事實上PPA

契約約定亦容許參加人於位於不同區域之IPP間相互調度以滿足其購電需求。

①依「經濟調度理論」（第1、2階段IPP之PPA）及「優良電業運行慣例」（第3階段IPP之PPA）係指在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，將參加人之機組與IPP之機組，全部按能量費率之高低排列，製作調度表，在非保證時段均依據該調度表由費率低者優先調度發電。由於非保證時段之交易數量並非固定，當參加人產生超出保證時段（即非保證時段）之購電需求時，即依「經濟調度理論」或「優良電業運行慣例」由能量費率低者優先調度發電。倘能量費率較低之前順位IPP無法配合調度，參加人可即再向次一順位IPP調度電力，依此方式轉換調度對象至滿足其電力需求為止。

②國內本島係屬單一電力網，而各IPP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，於國內本島單一電力網下統一調度電力。且依電力之性質，各IPP之電力一旦傳送至參加人，即進入同一電力網下統籌運用，其原先究竟由何一IPP供電，已不重要且難以區分。因此參加人透過變電所及電力網路之快速輸送，對於所需之電力，易於在全國各IPP間選擇或轉換交易對象。

③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所位區域侷限。若特定區域內發電不足以供應用電需求時，參加人即透過跨區電網相互輸送融通電力支援，以101年北部地區為例，電源僅佔全系統34%，用電量卻占40%，部分電力係以南電北送因應。亦即，就參加人之認知而言，無論銷售電力之IPP發電廠所在區域為何，對於參加人均具有替代性。

⑶本件PPA契約，已載明參加人得在設於各地之IPP業者間選

擇或轉換交易對象，且IPP有配合調度之義務。依第一、二階段IPP與參加人間之購售電合約（範本）中關於調度之相關約定條款第1條、第20條、第21條、第27條、第38條、第44條；及第三階段IPP與參加人間之購售電合約（範本）中關於調度之相關約定條款第1條、第15條、第38條、第45條可見，原告等IPP與參加人簽訂之合約，已載明參加人得在設於各地之IPP業者間選擇或轉換交易對象，且IPP有配合調度之義務。雖契約看似僅對第三階段之IPP訂有不配合調度之罰則，惟第一、二階段IPP之合約第44條亦有「任何一方不履行或違反本合約時，應對他方負賠償責任」之約定；且即使無該等約定，參加人亦非不得依民法相關規定，對於違反調度義務之IPP請求損害賠償。

⑷跨區調度雖會產生線路損失，惟線損由參加人自行吸收，

並不因線損之發生而阻礙參加人在設於各地之IPP業者間選擇或轉換交易對象。轉換成本之高低，固為界定地理市場時考量因素之一，但並非謂轉換成本必須為零始可界定為同一市場，而係指轉換成本必須高到需求者不願意自一供給者轉向另一供給者取得時，該二供給者始可被認為不屬於同一地理市場。雖參加人對於位於不同區域之IPP間進行調度，可能因長途電力輸送而發生線損，惟參加人表示機組調度主要係以供電安全及經濟調度為主要考量，線損則為在考量上述因素下進行調度而發生結果，占比及影響甚微，並非機組調度之考量因素。且在目前之購售電合約約定及交易狀況下，該等成本乃參加人「願意」且「實際」自行負擔，則表示參加人仍然在9家IPP間實際進行轉換行為。近年（106年和平電廠電塔倒塌案）亦有參加人於發生供電吃緊狀況時，於全國之IPP間相互調度電力即為最佳例證。

４、原告等9家IPP業者間有競爭關係：⑴綜上，9家IPP業者電力，對參加人雖為單一買方，更使參

加人對9家IPP業者之電力，有能力、且必須為統籌調度，以滿足供電全國需求。參加人對於9家IPP為調度時，除須遵循與各家購售電合約之約定、避免違約外，亦必須將9家IPP之供電狀況（含保證時段與非保證時段時數）併同觀察，並在符合環保、安全之前提下依能量費率高低進行調度，綜合判斷以追求參加人本身最大利益。顯見9家IPP之電力，對參加人而言，無論在性質、用途或區域上，均具有高度之替代性，而屬於同一產品市場及地理市場。

⑵原告等IPP間無論於設立、締約以至實際履約階段，不但

有競爭之可能性、亦有實質競爭存在，於本案之契約重開協商狀況下，更為顯然：

①市場進入之競爭：第1、2階段之IPP係經過電價競比程序得標後，始能取得與參加人簽約之權利，明顯有以價格相互競爭以獲取交易機會之事實；至第3階段之IPP固由參加人先行公告價格後由業者申請經營，惟有意承作者仍須由參加人審核通過始可。即原告等各IPP業者，自最初之競標或申請、直至最後實際商轉為止，均一再歷經競爭與淘汰之過程；於此階段，IPP間所相互競爭爭取者，係進入發電市場及與參加人締結25年基本合約的交易機會。②市場價量之競爭：PPA契約雖就費率與電量的訂定及調整方式有所規範，但實際交易之電量與平均價格並未確定，亦即市場上之價格仍由需求數量與供給數量共同決定，而此最後結清之數量與平均交易價格由供給法則與需求法則交互決定之現象，適為市場機制之體現。IPP業者之售電價格及最高供給量雖受參加人避免成本及環評法規等限制，然此僅為一「上限」限制，於此上限之下，業者仍然有自由調整之空間，在本案實際交易電量與平均價格並未確定之狀況下，IPP對交易數量及價格自仍有決定或影響之空間，此即表現在合約之「經濟調度理論」或「優良電業運行慣例」。於此階段，IPP間所相互競爭爭取者，係非保證時段內購電數量多寡之交易機會，第二次發回判決及第一次發回判決亦兩度肯認能量費率成為非保證時段內之競爭因素。在「經濟調度理論」及「優良電業運行慣例」下，參加人由能量費率低者優先調度發電，相對而言費率較高者即可能無法獲得售電機會，此即能量費率成為非保證時段內競爭因素之所在。

③契約再開協商階段之競爭：各IPP供電能力不同、契約交易條件不同，該等因素在締約時，本均為IPP間可互為競爭之因子。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（如營運與維護費、燃料成本、促進電源開發協助基金等）、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。易言之，原先25年期PPA合約下之所有交易條件皆處於浮動狀態，可透過協商而改變，則IPP間實際上可以藉協商更改PPA的價量關係，而藉由不同之條件組合互為競爭。

④另購售電合約屆期後，即可能須再經重新招標或續約議約之過程，亦開啟了下一個長期合約市場之競爭。

５、以經濟分析之角度再次綜合界定本案相關市場及判斷競爭關係；⑴自質化分析方法，可自電力之性質及合約約定，觀察到9家IPP屬於同一市場且有競爭關係：

①基於電力本身之同質性，可認定原告等9家IPP所生產之電力，對於參加人而言係屬於同一產品市場。再者，PPA中之約定條款，亦已預設了不同IPP間之競爭可能。PPA所採「兩段式費率」、「事前撮合事後結清」、「經濟調度理論」或「優良電業運行慣例」等多項費率運作機制，使每日交易價量處於變動狀態中，故即使在PPA之下，市場亦存在可競爭狀態。尤其據PPA中關於經濟調度理論或優良電業運行慣例之約定，可知契約中已將能量費率之高、低設定為參加人於9家IPP間決定優先調度電力順序之重要考量因素。此與一般契約僅記載交易雙方權利義務之情形，不盡相同，各IPP於簽約前或簽約時，基於經濟調度理論或優良電業運行慣例之約定，已明瞭並能預見自家機組與其他IPP之機組將與參加人之機組併同排序，並由參加人依「能量費率」之高低等因素，於IPP間選擇調度電力；亦即，各IPP均可確知於非保證時段不必然會被參加人選為選購電力之對象，而是需視能量費率及負載能力等因素而決定。從而，發回判決所肯認能量費率為非保證時段之競爭因素一事，即是從PPA此等約定而合理導出。

②除IPP有依約售電予參加人之義務外，參加人相對地亦有依約向IPP購電之義務，而基於一般事業正常營運考量，參加人當以降低成本、增加利潤且不發生違約賠償責任為執行契約之前提，是實難想像若非有其他因素之干擾，參加人竟會不依能量費率之高低排序由最低者優先購電。而此等因素，據契約約定及參加人歷來之陳述，包括了調度當時各IPP之負載能力、是否尚有對其他IPP購電義務而尚未購滿、甚至IPP是否拒絕調度等。

⑵自量化分析觀點，亦可自下列數據觀察出，在PPA下，原告等9家IPP間確存有競爭機制：

①PPA所約定之保證時段起迄點於各家IPP並非一致：據各家IPP與參加人間之契約，保證時段在夏月之起點有上午7時30分與9時之不同、在非夏月之起點有上午8時30分與10時之不同。且參加人向各家IPP購買之每日保證時段總時數不同，從而其迄點亦有不同。在保證時段起迄點歧異之時間區間內，即會發生某些IPP之保證時段與其他IPP之非保證時段併存之情形，自此可知，保證時段與非保證時段，在不同IPP間係有交錯與併存之情形，不同IPP所生產之保證時段生產電力與非保證時段生產電力，共同滿足參加人於特定區間內之購電需求。此即被告歷來書狀不斷陳明，保證時段與非保證時段不可切割觀察，蓋參加人不論支付保證時段價格或非保證時段價格，其購電目的亦顯然相同，況該二種時段確可能同時存在於同一時間區間，從而不同IPP所生產之保證時段生產電力與非保證時段生產電力對參加人而言有替代關係、亦即IPP彼此間有競爭關係。

②依參加人提出之附表「參加人98年度至103年度向9家IPP業者於非保證發電時段購電資料表」（詳參證15、16），參加人表示非保證時段，9家IPP業者確實有售電予台電公司，該公司亦確係以價格或成本較低為是否購電交易之重要因素（即實際上遵循經濟調度原則或優良電業運行慣例調度電力）。而會影響參加人優先向能量費率排序最低（含剔除前順位後最低）者購電之因素，亦均屬合理，包括：A.調度當時各IPP之負載能力。B.參加人是否尚有對其他IPP應購而未購滿之電力數量（如第三階段PPA契約第26條第5款規定）。C.調度量是否已超出合約原約定量。

D.能量費率排序最低之IPP是否拒絕調度。⑶以移轉率來衡量產品之間的需求替代性結果，可認9家IPP

屬於同一市場：參照學者陳嘉雯博士試以和平電廠輸電塔倒塌事件進行研究，採取前揭移除特定產品後（民營和平電廠因電塔倒塌無法供電事件）對其他產品的移轉率，並運用假設模型、數據、實證結果等量化分析方法，來探討IPP業者間是否具有競爭關係。研究結果發現，因為和平電廠無法供電給參加人的事件，民營燃氣電廠因此平均每小時被多調度了約350 MWh的電力。而在非保證時段期間，和平電廠與民營燃氣電廠之間的移轉率約為0.45。也就是說，在這段期間，民營和平電廠因為較差的交易條件，而流失掉的每單位交易量中，其他民營燃氣廠可以透過較好的交易條件，回收（recapture）其中45%的交易量。綜合以上的實證分析，研究結果並不支持臺灣IPP業者間完全不存在競爭關係的假說，易言之，即該報告認為IPP業者間係具有水平競爭關係。

６、有關本件產品市場界定並非被告憑空所言，參加人於歷審中關於9家IPP業者無論是產品市場、地理市場上均有替代性亦足證被告原處分市場界定並無不當。

７、倘認本院認定本案市場應界定為更次級之「發電批發市場」，然不影響原處分之適法性：即便認為本案市場應界定為更次級之「發電批發市場」，而將參加人剔除於該市場外，惟原告等9家IPP仍處於該同一市場中，彼此間具有競爭關係，而同樣符合聯合行為之主體要件。另市場界定結果之異同，固可能影響到市場占有率之計算，惟市場占有率之高低所影響者至多為行為效果之評估（即對市場供需之影響程度）及罰鍰之裁處考量，並不影響原告等9家IPP間具有競爭關係之聯合行為主體要件。

（三）要件二：聯合行為之合意方式

１、聯合行為合意可依直接證據及間接證據認定：最高行政法院106年度判字第265號判決已指出認定聯合行為之違規事實所憑之證據包括直接證據及間接證據，且契約、協議之書面紀錄為聯合行為合意之直接證據。

２、直接證據：協進會會議紀錄，參加人實際就「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」協商事宜召開97年9月4日第1次會議前，除尚未商轉之星元公司外，各IPP即因已接獲開會通知，而藉協進會組織先行於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，各方提出反對調整之理由，並決議「各家IPP各自表達回函並提供其他IPP參考」。而於97年9月4日與參加人協商後，IPP即於97年9月30日針對該初次協商會議進行後續討論，並作成「暫不回應台電公司有關97.9.4初次協商會議紀錄之函文」、「各IPP廠家皆不同意台電調整資本費率之前提下，宜繼續朝調整資本費率為不符合約精神之方向努力（level 1），避免進入實質性公式合理與否之討論（level 2）」、「提供整理相關議題之題庫（二週內），以利IPP廠家分工合作，將議題複雜化予以拖延甚或取消該議題」等決議，具體達成拒絕調整購售電費率之合意。是上揭2次會議中，原告等IPP已達成聯合拒絕調整購售電費率之合意，而其後直至101年10月3日，IPP仍持續集會討論購售電費率調整事宜，並隨著其間參加人或能源局所召開會議之進行狀況，於集會時以前述合意為基礎前提，持續就拒絕調整購售電費率一事維持共識、進行分工與任務分派。同時，透過協進會之運作，集體協調委託2家研究機構進行研究，合意拖延研究時間、共同聽取研究報告及決議一體適用研究結論，以便表達一致立場。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。

３、其他輔助證據：9家IPP於參加人協商會議中之回應內容、委託研究之決定與進行方式等：

參加人於調查過程中曾臚列各IPP在協商時所提之一致主張。且能源局要求IPP提出研究建議方案之截止期限應為98年10月底，惟直至98年9月22日，IPP業者始決定分成兩批分別共同委託台綜院及麥肯錫研究，已迫近截止期限，並由原告協進會輪值召集人名義行文能源局要求展延提供研究報告，顯見IPP業者確實有刻意拖延之行為。另上開兩份研究之委託時點不同（台綜院98年9月，麥肯錫98年10月），完成研究報告之時點亦不同（台綜院98年12月、麥肯錫99年4月），但8家電廠卻決議兩度同時申請展延提送報告。又觀99年4月27日IPP集會之會議紀錄可看出原告等IPP透過協進會分工合作、分享訊息及交換心得，俾確實繼續維持及執行聯合拒絕調整費率之合意。再者，媒體公關公司於101年8月5日代表除原告外之8家IPP業者對外共同發表聲明文稿，稱8家IPP於當日集會一致認為，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；該新聞稿所呈現者，即為長久以來IPP業者透過協進會對於參加人要求調降PPA費率所採取之「以拖待變」立場，亦即仍續執行97年間所形成之「以拖待變」之合意內容，9家IPP立場一致之主張昭然若揭。末按，代表各IPP業者參與協進會之人員，幾乎亦代表各IPP出席歷次參加人或能源局召開之協商會議或協處會議，亦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。

４、本案聯合行為包括合意及實際所為「相互約束事業活動」之行為：IPP除於97年8月21日及97年9月30日達成聯合拒絕調整購售電費率之合意外，渠等其後實際所為「相互約束事業活動之行為」亦屬於聯合行為之一部分，包括持續集會討論維持前述拒絕調整購售電費率之共識、進行分工與任務分派，具體行為包括以各種理由反對參加人提案、不提出其他可能之協商方案、合意拖延研究時間、共同聽取研究報告及決議一體適用研究結論等。是個別IPP無論從事上開行為之一部或全部，均屬聯合行為之參與者。而本案並無「跟隨行為」之情形：本案事證明白顯示9家IPP間有集會討論拒絕調整購售電費率之行為，和平公司及星元公司雖未出席全數會議，惟該2公司仍係在得以知悉全數IPP係以聯合拒絕調整費率為目的之情形下，出席相關會議與其他IPP一同討論並就上列諸多事項達成決議，顯見全數IPP間均有主觀之意思聯絡，為本案聯合行為之參與者無疑。

５、本件原告等有聯合行為合意內容亦符合要件，即原告等IPP業者聯合拒絕（與參加人協商）調整購售電費率：⑴本件協商源起及經過略如事實概要欄記載，即本件原告等

IPP業者，前開聯合行為之直接證據為協進會會議紀錄等，及其他輔助證據，即原告等9家IPP業者於參加人協商會議中之回應內容及委託台綜院等研究之決定與進行方式等且原告等IPP業者代表參與協進會之人員，幾乎亦代表各IPP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，參照最高行政法院106年度判字第265號判決意旨，本件聯合行為合意已經證明。

⑵本件聯合行為包括合意及實際所為「相互約束事業活動」

之行為，且為繼續性行為，單純之違法狀態繼續，因此訴外人星元公司，雖較晚成立，但有參與98年12月以後協進會會議，並就聯合拒絕調整費率一事與原告等其他IPP業者達成合意，相互約束事業活動。

⑶且本件所有IPP業者均為合意之聯合行為，並無「跟隨行為」。

６、行為時公平法第7條規定之聯合行為之合意內容類型為例示，並未限縮為特定之合意內容或類型。而本件原處分認定聯合行為合意內容為「聯合拒絕調整購售電費率」。且查，上開「合意」內容屬於與競爭有關之事項。各IPP供電能力不同、契約交易條件不同，關於保證時段時數、非保證時段之購電價格以及各IPP之供電能力等交易條件之差異，可能影響參加人之購電決策，是該等條件均屬IPP間可能用以競爭之因素。而本案因係處於契約再開協商之過程，包括資本費率與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（如營運與維護費、燃料成本、促進電源開發協助基金等）、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。易言之，原先25年期PPA合約下之所有交易條件皆處於浮動狀態，可透過協商而改變，則IPP間實際上可以藉協商更改PPA的價量關係，而藉由不同之條件組合互為競爭。是該等合意內容雖非直接就價格或數量為共同決定，但仍屬就與競爭有關之事項為合意，足以影響市場功能，自應受公平法聯合行為相關規定之規制。

（四）本件原告等9家IPP業者前開聯合行為對影響市場功能。本件聯合行為對原告等9家IPP業者所屬市場（供給面）之影響如下。

１、自質化觀點分析，由於市場機制之內涵，在於競爭者彼此間各自基於理性自利考量，從事競爭或交易之「利益互斥」行為互動影響，透過價格、數量或其他交易條件導引出資源最佳配置效率狀態，最終產出「生產者剩餘」與「消費者剩餘」多贏局面。聯合行為對於競爭之危害與可責性，在於行為人間透過合意消除了競爭之敵對性，因此行為人所屬市場會直接受到聯合行為之影響，無法透過市場機制之運作而自然達到最適狀態，其供需功能自有受到影響之風險。本案IPP業者間關於保證時段時數、非保證時段之購電價格以及各IPP之供電能力等交易條件之差異，可能影響參加人之購電決策，是以該等條件均屬IPP間可能用以競爭之因素，而該等條件非無可能透過協商而調整，故IPP業者間倘未達成聯合拒絕協商之合意，即有可能各自考慮是否以較有競爭力之交易條件與參加人進行協商，藉以取得更多交易機會。惟此等交易條件之修改可能及競爭可能性，因本案聯合行為而被抹煞。易言之，個別IPP自行決策，將可能發生某些IPP協商後修訂交易條件，爭取到更多交易機會（即排擠到其他IPP交易機會）之情形，倘各IPP無法確知競爭對手之意向或行動，即會暴露於減低交易機會之風險下，爰IPP間藉聯合行為採取一致性行動，避免競爭風險，使市場機制無法運作。

２、自量化觀點分析，參與聯合行為事業之市場占有率總和高低，代表了聯合行為可能對市場供需所產生之影響程度，該等數據顯示市場中已被消除競爭可能性之廠商數量及剩餘之競爭可能性，反映了聯合行為前後市場結構之變化，及聯合行為本身之穩定性。以本案而言，據原處分所界定之發電市場來計算，原告等9家IPP在99年度與100年度於發電市場市占率總和近19％。（而由於原告等9家IPP售予參加人之電力更占參加人外購電力近80%，如認為本案市場應界定為更次級之「發電批發市場」，則據此計算原告等9家IPP之市場占有率更高達將近80%。）由於所餘發電量幾均為參加人本身自產，表示在該市場中除參加人外，其餘業者之競爭可能性幾均被消除。不論採上述何等市場界定及市場占有率計算結果，均可見9家IPP業者本身對國內發電市場之供給乃具不可或缺之地位，參加人為降低成本及維持營運績效，對於IPP亦具有依賴性。

３、本案聯合行為亦可能對下游需求者，包括參加人及終端用電戶造成影響。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9家IPP，9家IPP之聯合行為將造成參加人之上游形成一個由IPP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。易言之，本案聯合行為使供給面發電市場喪失原應有之競爭效能，進而減損其交易相對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。雖部分IPP聲稱參加人具獨占地位，惟參加人是否具獨占地位、與原告等多數IPP業者是否勾結從事聯合行為，實屬二事。

（五）原處分主文第二項命停止，依公平法規範目的，在於「維護交易秩序」、「確保公平競爭」，亦即排除市場障礙，讓市場之交易行為回歸至競爭狀態，目標在「回復」而非「取代」市場競爭；是依公平法第41條規定，被告得對違法事業限期命「停止、改正其行為或採取必要更正措施」，不僅得命事業「不作為」（停止），必要時亦得命事業採取一定之「作為」（改正或更正），以糾正事業破壞市場競爭秩序之行為，使其違法狀態得以終止。易言之，倘事業之行為已違反公平法規定，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，此見解並已獲最高行政法院94年度判字第2039號判決、89年度判字第1905號判決支持。故若肯定本案雖有聯合行為之存在，即符合聯合行為之構成要件，因此原處分上開決定應並無違誤，且若1家IPP不構成聯合行為，亦不應撤銷本件全部原處分。

（六）關於參加人集體召開會議及提出一體適用原則，並不影響本案聯合行為之認定。參加人尚未實際召開原處分認定聯合行為之97年9月4日會議前，各IPP即已藉協進會之組織先行於97年8月21日集會，自行利用既存之協進會組織，達成本案聯合行為之合意；是原告等IPP業者自不能以嗣後參加人歷次會議均通知所有IPP出席一事，辯稱無聯合行為之故意。況參加人邀集所有IPP出席會議，不代表IPP必然須以聯合行為之方式共同行動，且參加人召開本案協商會議，目的係希望IPP提出具體方案以達成協議，然IPP從未提出、僅一再拒絕或推搪，此等行為殊不可能符合參加人召開協商會議之本意。且參加人於歷次審級中，已具體說明所謂之「一體適用」僅係指公式化架構與項目之大方向修約原則，該大原則對各IPP產生價量之連結，至於各IPP之實際價量多寡及其他合約細節，則非一體適用原則之所及，而屬可個別協商之部分，因此不影響本件聯合行為之認定。

（七）有關容量因數之定義及其於本案中之意義：容量因數並非容量費率計算公式之計算因子，而係實際購電量與購電容量（機組最大出力）之比率：容量因數之名詞見於第三階段PPA契約，第1條第1項、第2項及第2條。以滿載發電為例計算，要達到容量因數40%度數，「全年發電時數」須為3504小時（=全年8760小時x40%），因PPA第1條第18款約定「保證時段全年時數」為3,134小時，故全年有370小時「非保證時段」調度發電。亦即，該等依約應購滿之容量因數度數，包括了保證時段及非保證時段。於參加人對第三階段IPP購電容量因數應達40%，是參加人有調度需求時，倘該等數量尚未購滿，參加人必須同時考慮經濟調度原則及未購足而違約責任之避免，選擇及安排最有利於該公司之調度電力方式。又由於容量因數為實際購電量與購電容量之比率，因此本案處於再開協商階段，原告等9家IPP之交易條件倘因協商而有所變動，即可能造成容量因數之不同，包括：直接調整容量因數相關約定及其他交易條件有所變動而可能影響參加人實際購電量者，其計算出之容量因數即會不同。上述修約內容，在在顯示了購電價格為參加人調度電力之重要考慮因素，與經濟調度原則有相同之意涵，亦可見參加人向價格降低業者之IPP調度電力數量大幅增加，證明原告等9家IPP間，確可透過能量費率之高低、或協商階段交易條件之改變等，來爭取交易機會，是渠等間確有競爭關係。

（八）綜上，本件被告已詳述原處分認定被告符合行為時公平法規定之聯合行為要件，同時就發回判決意旨所示，市場界定與競爭關係、聯合行為之合意方式、內容、聯合行為對市場功能之影響亦詳予敘明後，爰答辯聲明：１、駁回原告之訴。２、歷審訴訟費用由原告負擔。

五、參加人（輔助被告參加）陳述略以：

（一）就參加人陳述意見四所附第2階段議定修約內容比較表，有無更動原PPA契約之條款內容部分：102年就資本費進行修約時，形式上並未變更原容量費率公式，係因原容量費率公式內涵參數較複雜，而102年修約時僅處理其中一部分之參數，故以增加減項公式之方式處理，但實質上就是調整原容量費率之計算公式

（二）發電業者地理市場係以全島為單一發電市場。理由如下：

１、依開放發電業作業要點第3點規定，開放額度係以「『臺灣』電力系統總裝置容量之百分之20為原則」，並非某縣市行政區域電力系統總裝置容量之百分之20為原則，足證發電業者地理市場係以全島為單一發電市場。

２、參加人雖為各IPP業者所生產電能之唯一買方，但IPP生產之電能不限於銷售電廠所在地，可透過電網傳輸予其他地方。電能係依各地供需情形、網路結構改變等影響決定流向，實際輸送區域範圍無法限定特定區域。電網則類似「大水庫」，電力依各地區供需情形決定電力流向，實際輸配送區域範圍無法限於特定區域，亦不可能限定。參加人係以全臺灣為單一電力系統進行調度，以維持全臺灣地區電力供需平衡為目的，調度時整體考量全系統各機組發電成本、發電限制（含合約限制）等因素，並無跨區輸送電力問題或考量，亦無跨區輸送成本之考量，參加人選擇或轉換電力調度區域，不限於各該IPP業者電廠營業執照所示之地理位置。例如：和平電廠位於花蓮縣秀林鄉和平村，經冬山和平兩回線引接至冬山變電所（位於宜蘭縣冬山鄉），正常時電廠所發電力供給宜蘭地區用電，使用剩餘之電力會經由345kV（冬山→深美）及161kV（員山→坪林→南港）相關線路輸送至北部使用；當和平電廠發電無法供給宜蘭地區負載需求時（如機組故障、檢修或過年期間不發電等），宜蘭地區所缺之電力將由北部或西部各電廠之發電，藉前述與北部相聯結之線路，將電力輸送至宜蘭地區使用。因此，9家IPP係處於同一地理市場之相互競爭業者。機組調度主要係以供電安全及經濟調度為主要考慮，線路損失則為考量上述因素下調度之結果，占比及影響甚微，故並非機組調度之考慮因素。

３、單一產品市場：各IPP所生產之電力產品同為三相60Hz交流電，僅電壓等級不同，故在用途及功能上對於參加人而言並無差異。且依據各該PPA內容，保證（發電）時段及非保證（發電）時段之約定，其區別僅是交易價格之不同，上開二時段之費率及交易數量，共同構成參加人完整之購電價格，最高行政法院本次發回更審判決理由亦已揭示。又在非保證時段，9家IPP業者確實有售電予參加人，參加人確係以價格或成本較低為是否購電交易之重要因素。

４、被告提出之「民營電廠在長期合約中的競爭關係：以臺灣和平電廠輸電塔倒塌事件為例」研究報告（作者為中央研究院助研究員陳嘉雯博士），亦以冬山─和平線鐵塔倒塌事件為研究案例，以經濟分析方式，檢驗IPP業者間是否具有競爭關係，其研究結論為：「研究結果發現，和平電廠無法供電的事件，造成其他民營燃氣電廠每小時被台電公司多調度了約350MWh的電力，且在合約的非保證時段，和平電廠與其他民營燃氣電廠的移轉率約為0.45，研究結果拒絕民營電廠之間完全不具任何競爭關係的假說。」，足證IPP業者間具有發電市場競爭關係。

５、報載：台積電長期支持政府綠能政策，包括3奈米廠、5奈米廠與新竹寶山研發廠房，均允諾要使用20%綠電，未來目標更要落實到全公司都用綠電，近日台積電在環評大會上拋出「自己的綠電自己種」，有意在屏東縣興建太陽能電廠，初估一年要發出13億度綠電，以此推算，這座電廠規模在國內是「空前絕後」、裝置容量需達123萬瓩，已是將除役的核一電廠等級，而此電廠將落腳屏東縣，年發電量將達13億度。台積電之太陽能電廠係供其位於新竹、台南之製造與研發廠房使用（台積電並無廠房位於屏東縣境內），亦可證明發電業者其供電區域不限於其電廠所在位置。

（三）就原告是否有聯合行為之合意部分：

１、由購電費率協商歷程表及相關會議紀錄或函文可知，購電電價修約協商自始係由IPP業者聯手協同發起，且購售電雙方協商範圍係就所有影響購電費率項目進行協商，雙方協商範圍自始並非限於燃料成本調整，且IPP業者在第一階段協商時，已承諾未來應就其他影響購電費率項目包括利率、折現率等議題續行協商，故購電電價修約協商緣起與歷程不應切割觀察與論斷。從96年8月23日之「燃氣IPP燃料成本費率調整方式等相關合約事項溝通協商會議」、97年9月4日「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」協商會議可知，修改PPA中購售電費率機制協商，自始係由IPP業者啟動，參加人自始至終一貫表明：若要調整購售電費率，應就所有影響購售電費率項目一併進行協商，參加人係在IPP承諾未來應就影響購售電費率各項因素進行協商前提下，始同意修訂PPA中燃料成本調整機制，故不能將PPA中購售電費率機制協商切割為二段相互獨立無關之協商歷程，而曲解為是參加人無緣無故地主動要求修改PPA中購售電費率機制。

２、IPP業者於97年8月21日集會後，IPP業者與參加人協商調整電價範圍不侷限於資本費率，尚包括能量費率、回饋機制等項目，且有原告、長生公司等IPP業者在協商會議中明白表示：「ROA方案必須一體適用於民營電廠」、「協商方案的成立前提，必須是9家IPP共同適用之方案，且9家IPP亦均同意採行。」，益證IPP業者確有聯合限制競爭行為。

３、參加人未曾「要求」IPP業者「一併協商」、「共同開會」。參加人在97年9月4日至100年1月4日召開4次「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」協商會議（前3次邀請8家IPP業者，第4次邀請9家IPP業者），僅是單純基於與IPP業者進行個別協商會議前向IPP業者說明臺灣經濟研究「IPP購電費率隨利率浮動調整之機制」報告，與同時聽取各家IPP業者意見之簡化會議作業與會議效率考量，且參加人曾於98年12月8日單獨與星元公司進行協商會議。倘若參加人「要求」IPP業者「一併協商」，則焉會在101年5月8日以後分別與各家IPP業者進行多次個別協商會議（例如參加人分別與嘉惠公司、星能公司、森霸公司進行多達10次至11次之個別協商會議）。

（四）就非保證時段之能量費率是否具有競爭因素？應否考量開發作業要點規定部分：

１、參加人與各IPP業者於第1階段協商修約後，本件之訟爭購售電費率，於9家IPP業者間，仍有競爭之作用。縱然於參加人與各IPP業者於第1階段協商完畢後，9家IPP業者之燃料成本既不相同，則以燃料成本為計算因子（參數）之各家IPP之能量費率仍不相同，參加人仍然是在系統安全前提下，以獲得最低綜合發電成本，並考量水資源運用、環保限制、燃料特性、供電品質等因素後，以參加人之燃料成本及IPP之能量費率排序表做為調度順序之依據，當電力系統之負載上升時，費率低者機組優先調度發電；反之，當系統之負載下降時，費率高者機組先行降載或解聯停機。參加人係依據燃料供應價格及發電機組燃耗率等相關資料，不定期（如：燃料價格變動時）製作更新參加人各發電機組滿載時之「燃料成本表」，並在合於購售電合約相關規範下，以此價格與各IPP業者之「能量費率」作為經濟調度之比價依據，製作年、月、週、日電源調度預定計畫，因此，於第1階段協商完畢後，能量費率仍為PPA中「非保證時段」之水平競爭因素，並無改變。且亦為參加人向IPP業者調度購電所考量之重要因素。又例如，新桃公司、嘉惠公司之能量費率較其他燃氣IPP便宜，參加人南部發電廠受高雄氣爆影響停止發電期間，系統大幅增加參加人之大潭、興達及第3階段IPP等複循環機組電廠發電以補足供電缺口，致當時各相關機組即將達環保限制之運轉上限，乃於103年12月8日發函通知新桃公司、嘉惠公司，參加人將視系統需要，於非保證時段增加調度該2家IPP業者機組電力並支付能量電費，以維持正常供電，但該2家IPP業者以受限於發電燃料供氣合約（新桃公司、嘉惠公司）及能量電費不足涵蓋燃料成本（新桃公司）或環評規定限制（嘉惠公司）為由，均函復無法同意參加人之增加發電調度要求，僅願意於合約約定之基本運轉模式總量下發電。由此可知，IPP業者主張，參加人未曾於非保證時段考量能量費率向IPP業者增加調度電力，IPP業者於非保證時段不存在潛在競爭可能，並非事實。況觀諸新桃公司、嘉惠公司回函理由可知，倘若嘉惠公司願意辦理環差變更及與中油協商燃氣合約（第3階段IPP為爭取發電機會，亦辦理環差變更將容量因數由原40%提高至50%以上，並獲中油同意增加供氣），嘉惠公司即應較新桃公司更有意願接受增加發電調度。又倘若新桃公司設法與中油協商燃氣合約價格或及其他條件，使非保證時段燃料成本低於PPA能量費率，新桃公司應亦有意願接受增加發電調度，且同屬第一、二階段之長生公司，願意在基本運轉模式以外增加發電，爭取交易機會，足證IPP業者間具有水平競爭關係存在，並非參加人在非保證時段不調度能量費率較低之新桃公司、嘉惠公司之電力，實係新桃公司、嘉惠公司無意願參與競爭。

２、依最高行政法院發回意旨，不應將IPP業者間競爭關係切分為「保證時段」與「非保證時段」二個市場加以觀察認定有無競爭關係。縱若要強行切分為「保證時段」與「非保證時段」二個市場加以觀察認定有無競爭關係，本件各原告於PPA存續期間之「保證時段」亦存在「競爭關係」。參加人支付電費包含「容量電費」及「能量電費」，容量電費主要反映業者建廠成本，並以保證時段之保證發電量為支付上限；能量電費主要反映業者燃料成本，並以實際購電量（包含保證、非保證時段實際購電量）支付。購售電合約中關於保證時段發電量約定，係基於供電穩定政策需求，及對應IPP業者保證其必須於保證發電時段（即電力系統尖峰時段）提供應滿載運轉能力保證發電量之承諾，故將反映建廠成本之容量電費，特定於保證時段支付，以促使IPP業者盡力於系統尖峰時段保持機組可用狀態，以隨時配合參加人調度發電。參加人在「保證時段」是否向各IPP購電，係按經濟調度原則，以各IPP能量費率決定保證時段實際購電量。故能量費率較低之IPP，於保證時段較有機會發電，而獲得容量電費及能量電費，甚至在非保證時段亦較易獲得發電機會，提高其整體營運獲利；反之，能量費率較高之IPP，在電力系統負載低或其他原因，於保證時段可能失去發電機會，而僅獲得容量電費（PPA規定，保證時段未購足度數仍支付容量電費，但無能量電費），非保證時段更難有發電機會，而降低整體營運獲利。IPP不論於保證時段或非保證時段，皆因能量費率不同而存在競爭關係。再查，不同階段之IPP業者與參加人約定之保證時段並不完全相同，且各PPA約定之保證發電量亦受IPP自訂大修時數影響不盡相同。因此，倘若甲IPP與乙IPP二者之部分保證時段不同（下稱「差異保證時段」），且甲IPP之能量電費高於乙IPP之能量電費，則參加人於差異保證時段，自有選擇向乙IPP購電而不向甲IPP購電之誘因。又107年8月1日修正之空氣污染防制法第14條增訂第2項規定，倘若某燃煤IPP業者因空氣污染防治法問題，其燃煤使用量遭嚴重限縮，致其無法依約供應足量電能時（燃煤是基載，倘若其發電遭限縮時，其實24小時都會受影響，所以可能24小時都需要燃氣IPP增加發電替代），參加人可能會向燃氣IPP業者增加購電量，且燃氣IPP業者依修正後空氣污染防制法上開規定，亦可為增加供電予參加人，而增加燃氣發電之燃料用量及空氣污染物排放量，不受核發之「固定污染源操作許可證」及「生煤、石油焦或其他易致空氣污染之物質使用許可證」登載之年許可燃料用量及排放量之限制。實務上已發生之實例，為原告於104年間向雲林縣政府申請展延燃煤發電機組之「固定污染源操作許可證」及「生煤、石油焦或其他易致空氣污染之物質使用許可證」效期時，雲林縣政府雖准予展期，但大幅限縮原告之生煤使用量及污染物質排放量，後原告於106年11月間未達保證發電度數達到269,398,824度。倘若爾後再發生類似事件，參加人可能將保證發電時段向其他IPP業者調度替代電力，其他IPP業者此時即處於競爭關係。

３、若要強行切分為「保證時段」與「非保證時段」二個市場加以觀察認定有無競爭關係，本件原告等於PPA存續期間之「非保證時段」存在「競爭關係」。IPP業者確實可能因為價格（能量費率）之高低而爭取更多與參加人交易之機會，故IPP業者彼此間具有水平競爭關係。蓋參加人調度部門係依據「經濟調度原則」對所有機組進行調度，能量費率低於其他機組，但高於其成本而有利可圖之IPP業者，自會爭取增加發電之機會，參加人亦可因此減少調度其他成本較高之機組，從而降低全系統發電成本。況9家IPP業者於102年間陸續與參加人達成修約協議及完成修約換文，在102年修約後，參加人向第3階段4家IPP業者購買電力，在超過容量因數40%以上部分，參加人僅支付IPP業者「實際支付其天然氣供應商之燃料費用全額」（不須支付營運維護費率及促進電力開發協助金費率），故參加人於修約後向第3階段4家IPP業者調度電力數量均有大幅增加至容量因數40%以上，且增加比例在10%至43.62%之間，且均遠大於參加人向民營火力發電廠購買電力總量增加比例3.40%，顯見參加人於修約後向第3階段4家IPP業者調度電力數量大幅增加，與容量因數40%以上電力價格較40%以下之能量費率降低有直接關連，亦證IPP確可透過再開協商改變購電價格及數量，有降低價格爭取交易機會之競爭關係。

４、第一、二階段之燃煤機組，雖為基載機組，但仍有以縮短大修工期，作為爭取最大發電量之手段，且燃煤、燃氣機組亦可能因國際燃煤、天燃氣價格變動，或透過修約降低費率等方式，致燃煤、燃氣機組之能量費率排序互易，存在水平競爭可能。第一、二階段和平公司及原告等燃煤機組，通常能量費率較燃氣、燃油機組低，除大修外，參加人係以全日24小時滿載運轉調度；由於發電機組每運轉一段期間（依原廠訂定時數）後，必須停機大修以維持機組運轉效率，燃煤IPP大修期間，參加人將調度其他機組替代發電，因燃煤IPP大修停機時無售電收入，故其通常採取縮短大修工期之方式，爭取最大發電交易機會。意即燃煤機組能量費率較低時，參加人將於燃煤機組能力範圍內盡可能調度發電，在相同電力系統負載需求下，燃煤多發電，將排擠燃氣機組之競爭電量，而燃煤電廠雖為基載機組，但仍有運用大修工期調整發電量之空間作為競爭手段。

５、綜上所述，無論保證、或非保證時段，IPP皆有水平競爭關係。另參加人不論於96、97年之燃料成本調整機制協商中，及97年以後之協商過程中，皆就影響購電費率之各項因素與業者進行協商，並與第三階段IPP於102年，除完成資本費修約外，亦同時完成由IPP所提降價提高購電容量因數之修約。但9家IPP在完成修約前，以聯合行為達成以拖待變，避免進入實質方案討論之合意，限制彼此間競爭之可能。

（五）星元公司於95年9月15日與參加人簽訂PPA，是其自該日起與其他8家IPP業者已是同一地理與產品市場內之競爭者，故參加人依96年10月29日經濟部「購售電合約燃料成本費率調整機制協商會議」協調結果，於96年11月26日發函予各家燃氣IPP業者，行文對象包括星元公司，星元公司亦96年12月5日發函同意按上開會議協調結果修訂PPA中燃料成本調整公式之分子部分（當時星元公司尚未商轉）。星元公司於98年6月正式商轉，98年12月28日正式受邀加入協進會，其加入協進會之時間雖較晚，惟加入協進會後，即持續出席十數次與PPA費率調整機制議題相關之協進會會議，一同就上開議題參與討論，並與其他業者達成共識。其他8家IPP允許星元IPP在未分攤經費情況下，可以一體適用臺綜院與麥肯錫2份研究報告之內容，星元公司亦承認曾向星能公司及原告公司借閱研究報告。是星元公司確有參與98年12月之後之協進會會議，並亦就聯合拒絕調整費率一事與其他IPP達成合意，相互約束事業活動。本案並無「跟隨行為」之情形。

（六）開放發電業作業要點第5點規定僅就參加人與IPP業者議定之購電價格設有原則上限（參加人同類型式發電機組之避免成本），且既規定：「如有爭議時，報由經濟部『調處』」，即表示購售電價格係由參加人與IPP業者議定，經濟部在PPA雙方有爭議僅係居於「調處」者地位，而非「決定」者地位。而公平法第1條維護公平交易與競爭即係維護公共利益，促進經濟繁榮，並無凌越公共利益或產業政策之問題。再者，依行為時（88年修正後）公平法第46條，其他法律優先適用之前提為(1)其他法律規定不牴觸公平法立法意旨之範圍適用之，易言之，其他法律規定牴觸公平法立法意旨者後於公平法適用之；( 2)所適用之其他法律規定限於有關事業競爭行為者。本件行為時電業法或其他法規中並無任何准許民營電廠可以為聯合行為、聯合定價或聯合拒絕協商之規範，故原告主張電業法已另有規定而可為此等限制競爭行為，洵屬無稽，且原告亦未舉證證明該等電業法規定不牴觸公平法立法意旨。準此，IPP業者間如有聯合行為，仍構成公平法第7條及第14條禁止聯合行為規範的違反，不能依公平法第46條與電業法排除公平法之適用。

（七）不論依修正前或修正後之電業法，不論參加人對終端消費者之售電電價，或是IPP業者對參加人之售電電價，均係以「必需成本加合理利潤」為原則，IPP業者不應獲取不合理之利潤。復因PPA期間長達25年之久，履約過程中可能出現參加人及IPP業者未能於競比與簽約時所預見之情事變更，而有變更契約內容之必要，故依第1、2階段購售電合約第54條及第3階段購售電合約第49條規定，102年1月28日至102年8月28日期間之陸續換文修約，參加人係努力與IPP業者協商修約，祈使購售電價符合「必需成本加合理利潤」原則。再者，觀察PPA修訂不應切割前後歷程而僅觀察97年8月21日以後之修約協商與結果，而失之偏頗地謂IPP業者讓利予參加人。第一、二階段PPA原未對匯率訂有調整機制，但得標IPP業者以當時匯率變動致融資遭遇嚴重風險為由，要求調整購電費率，經濟部乃出面協商，並於87年7月3日由經濟部召開協商會議議定：匯率變動3%內，風險由IPP承擔，故匯率變動幅度3%以下，風險由IPP承擔，變動幅度3%以上，風險由參加人承擔；此修約結果，使匯率變動3%以上時風險，全部由IPP業者轉由參加人負擔。參加人並依上開決議事項，於89年2月25日分別以電業字第0000-0000號函、電業字第0000-0000號函，檢附增訂之購售電合約補充說明28、第35條第4款條文及購售電合約附件十三「燃煤（含烏瀝乳）機組『匯率調整金額』計算公式」、「燃氣（含燃油）機組『匯率調整金額』計算公式」，與第一、二階段各家IPP換文修約，足證PPA任何內容或約款均得經由契約當事人協商合意調整之，不以PPA中已明文訂定有調整機制者為限，且參加人根本無任何市場力量可資濫用。倘若參加人具有可資濫用之市場地位，參加人焉有可能須耗時長達5年之久，始完成與9家IPP業者之第2階段修約，參加人又焉有可能在與9家IPP業者進行、完成第2階段修約前，即同意IPP業者之修約請求，先與9家IPP業者達成第1階段修約。因此，所謂參加人濫用市場地位云云，洵屬子虛烏有之事。

六、兩造聲明陳述同上，又參照發回判決第25頁、26頁意旨，可知本件首要爭點厥為原告等IPP業者與參加人簽立PPA契約後，是否仍在原處分所指之發電市場下有競爭關係？原告等IPP間合意聯合行為是否已經證明？而上開爭點又牽涉在PPA架構下㈠本件原處分發電市場界定（發回判決第19頁，需界定相關市場始得認定事業是否為同一產銷階段具有水平競爭關係之事實）是否正確？㈡若發電市場界定正確，原處分以臺灣本島為同一發電地理市場之分析是否有誤？㈢又原處分發電市場界定正確，則本件購售電費率整體形塑之（電力）產品市場，在「經濟調度」（或優良電業運行慣例）原則下，能否發生本件產品（電力）市場價、量（或供、需）替代之競爭因素？㈣本件原處分所指原告等IPP（即原告等IPP於履行PPA契約過程中）一致拒絕參加人調降PPA（購售電費率）【參照原處分22頁即理由四（一）】階段是否亦有競爭關係？上開「一致」拒絕結果外觀，是否構成本件違法之聯合行為合意？被告是否業經舉證證明？㈤本件各階段PPA均規定「一體適用」原則，則包含本件參加人與原告等IPP分別於101年底至102年間達成第二階段協議內容，是否符合上開「一體適用」原則？又本件參加人為電力產品之獨一買家（按唯一消費者或需求者），則上開「一體適用」是否影響本件「市場競爭」及聯合行為之合意？

（一）本件應適用之法律及本院見解：

１、按行為時公平交易法（104年2月4日修正前條文）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1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2項之水平聯合。」其立法理由載明：「

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，……」。

⑴蓋公平交易法對事業為聯合行為之規範意旨，在於防止複

數事業藉由協議採取共同行為之方式，限制彼此間之競爭及取得市場力。是以，聯合行為之構成要件為：⑴行為主體是具水平競爭關係之事業；⑵透過合意方式（意思聯絡），即指契約、協議或其他方式之合意；⑶共同決定商品或服務之價格、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；⑷聯合行為對市場之影響：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；所謂「足以」影響市場功能，解釋上僅需事業所為之共同行為，在客觀上有影響市場供需功能之危險為已足，非以市場供需功能實際受到影響為必要。是聯合行為主體是否具水平競爭關係之事業、「相關市場」之界定暨事業彼此間有無合意、該共同決定是否足以影響市場功能等，均為是否構成聯合行為應審究之要件。

⑵次按「（第1項）計算事業之市場占有率時，應先審酌該

事業及該特定市場之生產、銷售、存貨、輸入及輸出值（量）之資料。（第2項）計算市場占有率所需之資料，得以中央主管機關調查所得資料或其他政府機關記載資料為基準。」行為時公平交易法施行細則第4條亦定有明文。⑶前揭「聯合行為對市場之影響」，是否足以影響（生產、

商品交易或服務之）市場供需功能，與其他國家所稱之市場力、市場支配力，具有相同意涵及功能。實務上對於聯合行為所形成之市場力是否「足以影響市場供需功能」有所懷疑者，關鍵多在於其相關市場之界定是否正確，範圍有否過大或過小，以及評估或計算其市場力之標準（銷售金額、銷售數量或事業家數等）於個案之市場情況是否合理之判斷上。故相關市場之正確界定及聯合行為所形成之市場力以合理標準評估或計算，始為解決（「足以影響市場供需功能」）問題之所在（參照被告108年委託研究報告：公平交易法國內重要案例分析--以聯合行為為例；研究主持人，廖義男教授；108年12月，摘要，即第245頁即採相同見解）。

①又市場力存在（影響市場供需功能）與否之辨識及認定，即在於確認此種制衡力、牽制力存在於市場上，則該事業（群）應被認定不具市場力。（舉例言）而事業若僅有

23.27%以下之占有率，而市場上尚存在高達76.73%之事業時，實難想像擁有相對市場占有率比率甚低之事業（群）竟然敢於恣意提高價格、減少數量，完全無懼、無視其他擁有絕對多數市場占有率之事業（群）得以因此趁虛而入，以低價或原有價格提供商品或服務且同時增加供給數量，搶奪聯合行為參與事業之交易相對人。因在此情境下，（低占有率事業《群》）系爭聯合行為之（限制競爭）意圖不僅無法達成，參與之事業群反而遭遇自取滅亡的窘境，合理之事業，應不可能作出如此不合理之行為、舉動（參照被告108年委託研究報告：公平交易法國內重要案例分析--以聯合行為為例。研究主持人廖義男教授，108年12月，第166至167頁即採相同見解）。

②再按聯合行為所欲維護之競爭，乃相關市場上不同品牌間之競爭，而非該品牌內之競爭，品牌內競爭若有必要加以規範，亦屬公平法第9條、19條、20條規範之範疇（按以本院100年度訴字第1581號判決為例）。而聯合行為規範所欲確保者，乃是橫向的、具有替代關係間之競爭事業所處相關市場的水平競爭；從而於論述足以影響市場供需功能之要件是否該當時，應集中焦點於該市場競爭是否、如何受到限制之問題，而不應以與該相關市場處於垂直關係之上游市場或下游市場中的競爭狀況，作為論述水平相關市場上競爭是否受到實質限制之依據（參照被告108年委託研究報告，公平交易法國內重要案例分析--以聯合行為為例。研究主持人：廖義男教授，108年12月，四、結論，第179至180頁即採相同見解）。

２、依上開公平交易法對於聯合行為之定義，其主要構成要件包括了「聯合行為的主體具有水平競爭關係的事業」及「對相關市場的供需產生影響」部分，故需界定相關市場，才能認定是否屬於其中同一產銷階段具有水平競爭關係的事業，且該事業間若透過合意而共同決定價格等限制競爭之行為，則須進而評估該行為是否足以影響「相關市場」之供需功能，是事業之聯合行為必需達到足以影響市場功能的程度，始有予以處罰之必要。又行為時公平交易法第5條第3項稱「特定市場」；其立法理由載明：「按特定市場，係指經濟學上之競爭圈而言，因商品替代性之廣狹、商品銷售區域之不同而解釋其區域或範圍。……」，嗣於104年2月4日公平交易法第5條修正稱為「相關市場」；其立法理由載明：「一、本條由現行條文第5條第3項移列。

二、依主管機關過去執法實務，『特定市場』事實上即為國外競爭法所稱之『相關市場』，爰參酌外國立法例，將『特定市場』修正為『相關市場』，俾與國際接軌。……

三、本法有關限制競爭之條文，於執法時均會涉及『相關市場』概念，爰將『相關市場』定義規定置於『總則』章，並酌作文字修正。」固原為定義「獨占」時所為之規定，惟因有關限制競爭之條文，於執法時同會涉及「相關市場」概念，故於探討有無合致聯合行為時，相關市場之概念，應得予援用。亦即為事業就一定之商品或服務，從事競爭之區域或範圍。雖行為時公平交易法並未進一步具體規定相關市場的界定方式。然依行為時結合申報處理原則，對於特定市場之界定，係綜合產品市場及地理市場加以判斷。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；地理市場係指參與結合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。又在考量前項產品市場、地理市場，得視具體個案，衡量時間因素對於特定市場範圍之影響。此可謂對特定市場界定之定義暨基本原則，則關於聯合行為之認定既亦涉及市場之界定，自應得援引（嗣公平會於104年3月6日發布公平交易委員會對於相關市場界定之處理原則《公平交易委員會對於相關市場界定之處理原則，下稱市場界定原則》，其第1條規定：「公平交易委員會為使相關市場界定標準更臻明確，以利案件審議與事業遵循，特制定本處理原則。」第3條規定：「需求替代為本會界定相關市場主要審酌之事項，本會並得視商品或服務特性考量供給替代。本會從產品市場及地理市場二面向界定相關市場範圍；另得視具體個案，衡量時間因素對於相關市場範圍之影響。」亦可資參酌）。又聯合行為之成立，只要客觀上有影響市場供需功能之危險為已足，非以市場供需功能實際受到影響為必要。且與合意內容有無法律上拘束力，合意後有無實際執行或事業是否因聯合行為獲得實際利益無涉，是聯合行為所要求之限制競爭效果的程度，僅具危險性即足。參照發回判決意旨第18頁至20頁即表明如上法律見解，本院自應受拘束。

⑴參照上開最高行政法院發回意旨說明可知：公平法規定聯

合行為中「市場」，可以援用行為時獨占或結合之「特定市場」或現行公平法第5條（本法所稱相關市場，指事業就一定之商品或服務，從事競爭之區域或範圍。）定義之「相關市場」之概念；換言之，是否符合聯合行為前揭影響場市場功能（即前述聯合行為對市場之影響）構成要件，仍應從確認相關市場為出發（即前述先界定本件原處分所指之發電市場）。且本件9家IPP業者是否具水平「競爭關係」與相關「市場界定」，復為一體兩面，應具有競爭關係方能劃入同一相關市場（參見劉姿汝，由民營電廠案論聯合行為之認定，興大法學第19期，頁138，2016年5月，即採相同見解。）⑵上開「特定市場」或「相關市場」之界定，係綜合「產品

市場」及「地理市場」判斷事業之行為對相關市場限制競爭之效果。

①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。

②地理市場係指參與結合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。

③又在考量前項產品市場、地理市場，得視具體個案，衡量時間因素對於特定市場範圍之影響。

⑶「界定市場」同時也是在界定聯合行為中事業競爭者，即

事業提高其產品價格，其交易相對人能迅速轉移替代該事業與之交易的對象。且如前述被告108年委託研究報告，不應將該相關市場處於垂直關係之上游市場或下游市場中的競爭狀況，作為論述水平相關市場上競爭是否受到實質限制之依據。

（二）又「……臺灣的電力市場長期以來是由參加人從發電、輸電、配電到售（供）電，獨家垂直統合經營，嗣因經濟部為解決參加人因民眾抗爭無法順利興建電廠，導致電力不足之窘境，乃陸續分3階段4梯次開放連同被告上訴人（本件原告）在內之9家IPP業者，分別簽訂了PPA，由9家IPP業者共同與參加人承擔發電業務。又由原告與參加人簽訂之PPA內容觀之……。」（詳最高行政法院107年度判字第489號判決第30頁記載）等事實，為解決前揭爭點，首先應先就本件原告等IPP業者簽署PPA契約當時之法令規範、契約內容等背景說明敘述如下，方能正確界定本件原處分所示之「發電市場」及前述爭點。

１、參加人迄今仍為我國唯一的綜合電業（綜合電業即依電業法第2條定義包含發電業、輸配電業、售電業），如原處分書事實欄開放背景記載，民國80至85年間參加人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%（按79至85年間，電力系統備用容量率僅4.2-7.4%）遠低於當時合理備用容量率20%（嗣降為15%）造成限電情形，6年間限電達40次，影響經濟、社會及民生至鉅。電業主管機關經濟部，以「因民眾環保意識抬頭，使台電公司電源開發受阻」及為解決參加人無法順利興建電廠，導致電力不足之窘境，經濟部先於83年9月3日訂頒「開放發電業作業要點」，嗣經濟部陸續公布之第一、第二階段設立發電廠申請須知（詳本院107年訴更二字第99號卷第768頁至842頁、第110頁至147頁）、現（第三）階段民間設立發電廠方案（88年1月21日公告，詳最高行政法院105年度判字第94號卷第334頁至343頁）、95年6月6日公告第四階段民間設立發電廠方案，詳本院107年度訴更二字第100號卷第184頁至185頁），及據此簽署之購售電合約（「PPA」契約範本《第一、二階段》詳本院卷第230至246頁，《第三階段》第247頁至256頁），並分別於84年1月、84年8月、88年1月、95年6月分4階段開放民間經營電廠，國內獲准設立者計有18家之多，但從獲准申設到實際運轉須有3年以上之籌設期，民營電廠通過審核並實際運轉廠家自88年起依次有原告、長生公司、和平公司、嘉惠公司（第一階段）、新桃公司（第二階段）、國光公司、森霸公司、星能公司、星元公司（第三階段）等9家IPP業者；並以開放上開IPP興建電廠，逐年將備用容量率由84年的4.7%提升至93年起均維持在16%以上，以解決當時限電等危機。

２、前揭開放發電業作業要點，第1點訂定目的載明：經濟部為辦理參加人於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，特訂定本要點。第3點開放額度載明，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4點規定，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。第5點規定（單一或雖一買方）參加人向發電業購買電力之價格，應以不超過參加人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7點則規定，申請經營發電業者，應先取得參加人書面同意其使用預定發電廠區之發電專營權。且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點作業程序並規定，（民營發電業者應）與參加人簽定購售電合約。

３、經濟部公告之第一階段設立發電廠申請須知，係依照86年至91年之六年間，參加人在基載、中載、尖載機組之個別購電需求，而設定六年間之每年「開放容量」，另於附註載明「北部（龍潭E/S以北）燃氣機組容量在100萬瓩內，中南部在民國九十年以後燃氣機組容量在50萬瓩內，台電得優先收購」（本院107年度訴更二字第99號卷774頁）；基載、尖載容量係分別競比（第四階段段民營發電廠電價競比作業要點，則載明開放優先原則，基載優先，次為中載，且為達區域平衡目標，北部優先，詳本院107年度訴更二字第100號卷第788頁），同時參加人依公告每年度購電需求分基載、中載、尖載容量分別競比，依於底價之機組按報價排多，優先選取最低報價者，依序選至當年度該類容量額滿為止。經濟部公告之第二階段設立發電廠申請須知，亦為根據「參加人86-89年購電需求」而規劃「87年6月30日以前購電容量為180萬瓩其中燃氣機組60萬瓩優先收購」，且以龍潭超高壓變電所為南北區之分界，第二階段優先機組並以「北區優先」。基載、中載、尖載容量也是分別競比（詳本院107年度訴更二字第99號卷第113頁背面，此階段僅有新桃公司競比後設立及營運）。（88年1月21日經濟部公告）第三階段「開放民間設立發電廠方案」（最高行政法院104年度判字第330號卷第312頁以下）政策目的載明：因應未來電力需求，達成電力穩定供應，配合電業民營化及自由化政策，開放由民間興建電廠，配合擴大內需，加速發電廠投資，及因應氣候變化，優先開放燃氣複循環機組（最高行政法院104年度判字第330號卷第第314頁）。「預估未來電力市場自由化後，因開放電力代輸及採行電力市場公開競價制度，屆時新設發電容量可能會以相對廉價的燃煤機組為主，故本方案以開放天然氣廠為限，以鼓勵民間設立天然氣電廠」（最高行政法院104年度判字第330號卷第315頁）、「考慮天然氣購買有Take or Pay之特性及落實執行能源配比政策，對天然氣機組，將依中載機組調度模式簽訂25年長約」（最高行政法院104年度判字第330號卷第315頁背面）。同時並載明①購電價格分為能量電費及容量電費，備用容量率未超過百分之二十時，購電價格包括能量及容量電費，備用容量率大於百分之二十時，已商轉機組適用原購電費率，新增機組僅支付能量電費。②調度原則，依參加人所訂中載機組運轉模式調度，相關調度細節於PPA合約訂之。③購售電合約規定為25年合約。④輸電能力，參加人應於本方案公告一個月內公告可供電源線引接之變電所及可引接之容量與時程（最高行政法院104年度判字第330號卷第316頁）。

４、申設民營電廠之申請須知或方案均附有「購售電合約範本」及經濟部核備通過之「台電公司與發電業者相互購電辦法」參加人與第一、二階段IPP業者間購售電合約書（範本）（本院卷第230頁以下）及參加人與第三階IPP業者間購售電合約書（範本）（本院卷第247頁以下），均有規定IPP業者廠址、裝置容量，保證及非保證時段，保證發電量，容量電費、能量電費，及應配合參加人電力調度等事項、及契約一體適用條款，例諸如第一階段長生公司與參加人PPA補充說明第44點（即針對PPA第54條之補充說明）第2項規定：「本條所稱之『必要時』，包括甲、乙雙方簽訂本合約後，因甲方與第一、二階段開放之其他民營發電業者簽訂之購售電合約條款與本合約有不同之規範者，基於合約『一體適用』之原則，甲方同意乙方得依此不同之規範修訂本合約。但購售電合約因機組特性不同而作不同之規範者不在此限。」另參照參加人85年5月30日電業字第0000-0000函（原告麥寮公司）載明：「主旨：有關本公司與民營發電廠購售電合約之適用原則如說明，請查照。說明：一、本公司與民營發電廠之購售電合約為『一體適用』，原則上不因不同廠商而適用不同標準，但考量機組燃料等因素不在此限。二、上項原則本公司已於85年5月30日以電業字第0000-0000號函陳報經濟部，並於本

（85）年6月19日、21日與貴公司協商購售電合約時加以說明，並列入會議紀錄在卷。」另查參加人98年11月6日電業字第09811062691號函更載明「主旨：有關建立民營電廠購售電費率隨利率浮動調整機制乙案，建議如說明，陳請鑒察。說明：一、旨揭乙案經貴局於98年4月29日召開『購售電合約建立購售電費率隨利率浮動調整機制協調會議』決議，請民營發電業者自行委託研究機構進行研究，惟該次會議僅邀集麥寮電力等8家民營發電業者進行協商，本(98)年6月正式商轉之星元電力並未參與。二、基於星元電力購電費率之資本費亦無相關調整機制，考量購售電合約重要事項之『一體適用』原則，建請貴局督請業者於委託研究階段亦能納入星元電力公司意見並如期提出建議方案，俾利後續協商作業之進行。」等，己經證明有關本件參加人與原告等IPP業者間至少有關購售電費率合約重要事項，有「一體適用」原則，即由經濟部核准之PPA契約中「購售電費率」，各IPP間亦「一體適用」。

５、按電能具有高控制性、高便利性、低染性、快加熱性等特質，為工業發展與民生之重要能源；而電力產業中發電產業與其他產業相較，具有如下特性：①資本密集且回收期長，因電力事業必須配合用戶負載特性供應電力，且保留部分剩餘容量是作為備用（容量）以維持電力系統可靠性及運轉彈性，因此「發電產業」需具備龐大資本，且固定資產的成本占投資比例極高，又發電廠建造時間長，相關設備昂貴，資本週轉率低，但獲利率固定，故投資回收期間長。②具規模經濟特點，因發電業投資大，固定成本高，變動成本低，是具規模經濟特點，有一定的市場進入障礙。③電力不具可儲存性，電能特性為不能預作大量儲存，生產後即消費，即生產及銷售使用「時同發生」，發電業須滿足任何時段負載需求，發電業應依據尖峰時段最高負載予以設定，及設備相最高負載之發電設備。④需求彈性小；電力為必需品，電力售價高低對基本電力需求變動，影響甚小。⑤具地區獨占性：發電廠發電後，有賴架設輸、配電線網路，方能（銷售）供消費者使用，而輸電配線路設置，涉及土地等權限，為避免重複投資與浪費，多會設限，具有網路外部性，而形成自然獨占。⑥具公用性；電力為民生必需品與公共利益攸關，常劃入公用事業加以特別管制，且供電業者，應對所有用戶提供充分服務，不得選擇性提供（參照被告提出外放專家意見書，楊宏暉助理教授之法律意見書，第3-4頁）。誠如被告言，發電「市場」是經濟學上之競爭圈，故界定市場後，基本上可認為屬於同一市場中之業者彼此間具有競爭關係。因此本件發電市場，即要從經濟學上供給、需求及價、量之分析，及上開發電產業（即本件之IPP）特性綜合研析。

⑴而我國電力產業中發電業，向來是由參加人（按單一綜合

電業，同時經營發電、輸配電、及售電業之綜合電業）向多家發電IPP行使獨買權，再由參加人（含參加人自已發電廠所發電力）透過其參輸配電系統，將電力獨賣予終端所用實務用電戶。IPP等民營發電廠必須將電能依據PPA契約躉售予參加人，並透過長期合約規定價格與費用，將市場風險、技術風險和大部分信用風險，透過參加人（綜合電業）最終轉嫁予用電戶（實際用電戶），以吸引更多私人（民間）投資，為包含我國在內許多國家於電業自由化初期採用而作為自由化第一步（參照許志義等3人，我國電業自由化劃為反競爭法行為態樣之探討，公平交易季刊，第23卷第4期，13-14頁，104年。王京明、許志義等5人，我國推動電業自由化之最適市場運作模式研究，台電工程月刊，第805期，65-66頁，104年）。足證本件原告等IPP願意投入民營發電者，高固定資本投資（且回收期長），透過長期（25年）合約規定價格與費用，將市場風險、技術風險和大部分信用風險，透過參加人（綜合電業）最終轉嫁予用電戶（實際用電戶），達到投資「獲利率固定目標」。因此參照上開被告提出之學者研究報告，本件PPA之購售電費率，原則上為吸引民間投資，本即以綁定25年之期限固定購買IPP所生產電能（力）之價格及費用，即原告（IPP）與參加人間交易商品（電能或電力）即經由長期PPA固定，相對其他IPP與參加人間之PPA間交易商品價格亦經由長期PPA固定，則對本件發電市場唯一買受人參加人言，即不會發生各IPP業者，可藉由價量之調整，爭取與參加人交易之競爭關係，亦應先敘明。

⑵我國上開發電市場之（參加人）單一買方模式，在國際上

一般運作方式，通常係由該綜合電業者規劃與預測電力需求與所需地區，而非仰賴市場。部分發電容量則以由私人公司以競標方式取得興建電廠之資格，但電力供應則（由參加人等單一買方與民營IPP公司）簽立長期PPA規範，該等長期PPA契約期間，通常與電廠之經濟壽命可用期間一致。而PPA主要在分配風險，需求風險由買方（如本件參加人）負擔，買方依約需購買定量之電力，不論該等電力需求是否真實存在，此因IPP民間電廠並無法控制其所生產之電量如何配送及銷售。燃料（諸如煤或天然氣）價格風險，以及利率與外匯風險，幾乎是透過PPA轉嫁由買方（參加人）負擔。至於技術發電成本則是由賣方負擔，諸如電廠設計、建造與營運成本，因賣方（IPP）最能控制電廠是否合宜設計與適當運作。故賣方負擔技術風險至所發電力（能）輸送至輸電網（grid），超過該臨界點，則由買方負擔諸如變電所過載與輸電線損壞等風險。至PPA付款結構，典型分容量費用（率）（capacity charges）與能量費用（率）（energy charges）。容量費用涵括興建電廠之固定成本，包括所有資金與固定營運與維護成本，只要IPP電廠能接受（單一）買方調度（dispatched）期間，買方均需支付；能量費用（率）則涵括燃料費用與所有變動營運與維護成本等變動成本，故買方僅在IPP電廠實際受調度時方需支付，參照國際知名機構CASTALIA於2013年發布之International Experience with SingleBuyer Models for Electricity一文（可由http://www.castali a-advisors.com/files/updated_2014/castal-ia-review-international-exerience-single-buyer-mod

els.pdf取得，上開PDF檔31-32頁，最後上網日108年12月23日）。

⑶前開單一買方模式形塑之風險分配與付款架構，使得IPP

業者專案之相對低風險，故IPP業者得以建構電廠專案向銀行專案融資借款（興建發電廠），通常此意指高槓桿以及資金貸與方（銀行）除專案建造之資產外，無其他擔保。而藉由確保電投資者之收益僅而彌補其承擔適度風險，進而降低發電成本。此源於PPA已經將容量需求、燃料成本與通貨膨脹等風險部分，分配予單一買方。而此一模式，要能獲致有效成本控制，必須於規劃階段正確認出新發電需求之規○○○區○○○○段有充分競爭及應妥善設計PPA條款(參前揭International Experience with SingleBuyer Models for Electricity文，第32-33頁）。

⑷綜上，不論國際間有關電力單一買家之研究與國內研究論

文，均說明原告等IPP與獨一綜合電業買家即參加人簽立長期（25年）PPA，原告等IPP間藉PPA將需求風險分由參加人負擔（因IPP廠並無法控制其所生產之電力如何配送及銷售），甚且IPP發電時使用燃料（諸如煤或天然氣）價格（及利率與外匯風險），幾乎亦經由PPA轉嫁由獨一買方參加人負擔。且各IPP負擔技術發電（如電廠設計、建造與營運）成本風險僅至其至所生產電力（能）輸送至參加人所有輸電網之分界點而己，亦應敘明。因此從風險分擔言，原告等IPP負擔發電技術風險，亦僅止於「責任分界點」之前，亦應再予敘明。

６、再參照市場界定原則第四點（本會依前點就案關商品或服務之需求替代、供給替代進行界定產品市場時，得考量下列因素：㈠產品價格變化。㈡產品特性及其用途。㈢產品間曾經出現替代關係之情形。㈣交易相對人在不同產品間之轉換成本大小。㈤產品價格調整時，交易相對人因價格變化而移轉購買之程度。㈥交易相對人及競爭事業對於產品間替代關係之看法。㈦相關法規或行政規則之規定。㈧其他與產品市場界定相關之事證。）第五點（本會依第三點就案關商品或服務之需求替代、供給替代進行界定地理市場時，得考量下列因素：㈠不同區域間產品價格變化及運輸成本大小。㈡產品特性及其用途。㈢交易相對人在不同區域購買產品之交易成本大小。㈣交易相對人對產品獲取之便利性。㈤交易相對人在產品價格調整時，選擇至不同區域購買之情況。㈥交易相對人及競爭事業對於產品區域間替代關係之看法。㈦相關法規或行政規則之規定。㈧其他與地理市場界定相關之事證。）有關產品市場、地理市場界定考量因素，其核心概念即在於事業若為價格調整時，其交易相對人因價格變化而移轉購買之程度與區域究竟為何？或判斷事業之交易相對人於事業為價格變動時為替代選擇之範圍。而既有契約中之垂直性限制，諸如地域限制，如會限制受契約拘束之事業即時（如一年。參照PHILIP E. AREEDA & hERBERT HOVENKAMP, ANTITRUST

LAW: An Analysis of Antitrust Principles And TheirApplicationＶo.IIB 357 3rd 2007.要求獨家供應特定買方之產出契約，會限制事業銷售至他地之能力。換言之，即無從以銷售至他地的方式回應他地之較高價格，即至少於契約存續期間因契約限制地理擴張。且若一事業被有效阻止擴張至系爭事業之地區超過「一年」以上，通常前一事業之產出不會被納入相關市場。此一原則地同樣適用於已受長期契約約規定限制之地處產出。）成為系爭事業交易相對人之替代選擇之可能性（蓋因契約約定而可能使受契約約束之事業未能即時回應系爭事業之價格變動），此時該等受拘束之事業並不會納入市場。參照顏雅倫，競爭、管制與契約於我國電力產業之難解糾葛--最高行政法院107年度判字第560號判決評析；2019年2月16日台灣公平交易法學會會員大會重要法院判決評析研討會手冊專文第19頁亦採相同見解。因此參照本件參加人為本件發電市場之獨一買方，且在政府公權力以定型化契約方式簽立之PPA長期（25年）契約拘束，參加人又係綜合電業（獨家垂直統合經營發電、輸配電業、售電業）之上游發電業重要電力（供應）來源者，因此原告等IPP受限於25年長期契約，無法以銷售至他地的方式回應他地之較高價格，即在25年契約存續期間，受契約限制而無法為地理擴張，而IPP等發電產出之商品（電力），因受契約限制，無法在公平法上開市場界定規則下納入市場。亦應先敘明。

七、經查，本件原處分就本件參加人與原告等IPP間簽立之PPA契約成立「發電市場」界定有誤，因此前揭爭點所示均無理由，故原處分應予撤銷，分述如下。

（一）原處分界定發電市場錯誤，故原處分應予撤銷。

１、106年1月26日現行電業法大修前（即在本件84年間政策上決定開放民營IPP電廠前）第2條規定：「本法所稱電業，謂應一般需用經營供給電能之事業。」第3條：「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：「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9條：「電業經營之方式，為左列各種：一、全部或一部發電，供給其營業區域內一般需用或轉售與其他電業。二、全部向其他電業購電，轉供其他營業區域內一般需用或轉售其他電業。三、經營電力網，在其核准之地區內，統一購售各電業剩餘或需要之電能。四、經營中心發電所，將所發電能躉售與其他電業。」第17條：「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。」第20條「在同一區域內有二個以上經營電業之申請時，應以申請在前者為優先，予以核准；其申請日期相同者，應以計劃較善者為優先；計劃相同者，限期令各申請人自行協議後重行申請，協議不諧或不依協議時，由主管機關召集各申請人抽籤定之。」第22條：「電業聯絡通電及電力網之輸電線路，經中央主管機關核准後，得經過其他電業營業區域，但不得侵害其電業權。」第23條：「電業不得供電於其營業區域以外。但有左列情形之一者，不在此限：……。」因此參照上開規定可知，當時電業之經營依法律規定（第9條）至少有4種型態，即⑴「發電躉售」（即全部或一部發電，供給其營業區域內一般需用或轉售與其他電業），即本件原處分所稱「發電業」或「發電市場」。⑵「購電轉售」（全部向其他電業購電，轉供其他營業區域內一般需用或轉售其他電業）即「輸電業」。⑶「躉購配售」（經營電力網，在其核准之地區內，統一購售各電業剩餘或需要之電能）即「配電業」。⑷「發電自售」（經營中心發電所，將所發電能躉售與其他電業）即「綜合電業」。再參照經濟部83年1月28日(83)經能字第1104號函（要旨：釋示開放台灣地區發電業之適法性。全文內容：按「電業法」第九條規定，電業之經營方式可分為發電、輸電、配電及綜合電業等四種，依此立法精神，「電業法」第3條所稱電業權，應可細分為發電業、輸電業、配電業等三種電業權，允許分別授與或移轉。）電業法在未大修前，電業權即可區分為發電業、輸電業、配電業三種（電業權），本件原處分所指之發電市場，僅及於發電業，而依原處分（即被告稱經濟學上之競爭圈）所示發電市場，供給方為原告等IPP業者，而需求方則為獨一買家即參加人（本身亦兼上游發電業身分及中游之輸配電業，及下遊之售電業身分）；尚不能一併將輸電業、配電業之輸、配電市場一併納入（其餘理由另詳下述）。

⑴再參照前開經濟部83年9月3日訂頒「開放發電業作業要點

」第3、4、5、7點規定，及參加人設定招標資料及原告等IPP業者競（投）標後，取得發電「經營特權」，並招標及PPA約定購售電費率契約要件，可知：①政府及參加人核准各IPP業者「發電專營權」，確實以一個營業區內，以核准一個IPP民營發電業者為限，即發電專營權於一個地區內應以單一IPP為限。②所有IPP所生產之電力均應躉售與參加人，不能銷售予其他任何第三人或終端消費者（即參加人仍然獨占壟斷發電市場之中下游即輸、配電及售電市場）。③唯一買方參加人向IPP購買電力之價格，應不超過參加人同類型式發電機組之避免成本（對照參加人亦為上游發電業且為獨一買方，原告等各IPP與參加人簽立長期PPA後並受拘束時，原告等IPP並不會納入公平法規範之聯合行為競爭市場內，詳上述本院見解）。④購售電費率、及發電量等，於各該設立發電廠申請須知及嗣後PPA契約內明定，即參加人於25年PPA契約簽立時，對購電價格、購電時間及數量，均已經確定。按購售電合約範○○○區○○○○段與非保證時段，保證時段電費為容量費率加上能量費率，而非保證時段則為能量費率，參照第一、二階段PPA範本第1條第14、15、18、19款，第三階段PPA範本第1條第18、19、24、25款（及原處分書第4-5頁購售電費率結構）；且容量費率與能量費率之構成因子以及可以調整之時機均予以明訂，參第一、二階段PPA範本第35條第1項、第三階段PPA範本第30、31、32條即足證明（有關購售電費率，因受PPA契約及上開法律規定限制，並不具競爭因素，另詳下述）。⑤依PPA契約約定，IPP應遵照買方即參加人相關電力調度之指示及配合運轉發電。即IPP均必須聽令參加人調度指示發電，並無法自主決定是否發電或增、減發電量（且所發電力僅能躉售獨一買方參加人如前述），此參照第一、二階段PPA範本第2、20、21、38條、第三階段PPA範本第2、15條亦足證明。⑥PPA合約一體適用原則，參照前揭第一階段IPP長生公司與參加人PPA補充說明第44點。第二階段國光公司與參加人間PPA補充說明第44點亦同。

⑵綜上，原告等IPP業者依據上開電業法相關規定，應經參

加人同意授予特定發電廠區之發電專營權，且經中央主管機關特許成立給照後，始得於各自之特定營業區域內，經營「發電業」，又因參加人迄今仍然獨占壟斷（電力）輸、配電業之相關設施即電力網，原告等IPP均不得使用上開輸配、電業之設施電力網（參照前揭電能特性特別是電力不具可儲存性、需求彈性小及⑤具地區獨占性之說明，，即輸、電配線路設置具有網路外部性形成參加人自然獨占）；且迄今仍無法透過上開電力網（或直接）將所發電力，直接售與實際消費者（用電戶）。因此本件開放IPP發電當時電業法將電業權區分為三種（即發電業、輸電業、配電業）且三種電業權營業區域亦係（由主管機關及參加人）分別授與而不同；是IPP民營發電業者間本件若能形成具競爭因素（經濟學上競爭圈）之「發電市場」，允宜與「輸電業、配電業」（迄今仍為參加人獨占壟斷而不發生競爭關係之「市場」）市場，加以區隔，不可混為一談。同理參照上開被告委託廖義男教授主持108年委託研究報告結論，亦認在探討聯合行為是否有競爭或限制競爭關係時，不應以與該相關市場處於垂直關係之下游市場（如本件之輸配電、售電市場）中的競爭狀況，作為論述水平相關市場上競爭是否受到實質限制之依據，似亦採相同見解，即不宜將本件輸、配電（力或能）、售電（力或能）市場納入發電市場是否有競爭之實質考量。

２、106年1月26日大修後現行電業法第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。三、再生能源發電業：指設置再生能源發展條例第3條所定再生能源發電設備，以銷售電能之發電業。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：指購買再生能源發電設備生產之電能，以銷售予用戶之非公用事業。……十四、電力網：指聯結主要發電設備與輸配電業之分界點至用戶間，屬於同一組合之導線本身、支持設施及變電設備，以輸送電能之系統。……二十三、直供：指再生能源發電業，設置電源線，直接聯結用戶，並供電予用戶。二十四、轉供：指輸配電業，設置電力網，傳輸電能之行為。」第5條第1項：「輸配電業應為國營，以一家為限，其業務範圍涵蓋全國。」第6條（按100年0月00日生效）第1項「輸配電業不得兼營發電業或售電業，且與發電業及售電業不得交叉持股。但經電業管制機關核准者，輸配電業得兼營公用售電業。」第8條第1項：

「輸配電業應負責執行電力調度業務，於確保電力系統安全穩定下，應優先併網、調度再生能源。」第10條第1項「再生能源發電業或售電業所生產或購售之電能需用電力網輸送者，得請求輸配電業調度，並按其調度總量繳交電力調度費。」第11條：「（第1項）輸配電業為電力市場發展之需要，經電業管制機關許可，應於廠網分工後設立公開透明之電力交易平台。（第2項）電力交易平台應充分揭露交易資訊，以達調節電力供需及電業間公平競爭、合理經營之目標。……」第45條：「（第1項）發電業所生產之電能，僅得售予公用售電業，或售予輸配電業作為輔助服務之用。再生能源發電業，不受此限。（第2項）再生能源發電業設置電源線聯結電力網者，得透過電力網轉供電能予用戶。（第3項）再生能源發電業經電業管制機關核准者，得設置電源線聯結用戶並直接供電予該用戶。……。」第47條第1項：「公用售電業為銷售電能予用戶，得向發電業或自用發電設備設置者購買電能，不得設置主要發電設備。」第49條第1項：「公用售電業之電價與輸配電業各種收費費率之計算公式，由中央主管機關定之。」因此106年1月26日之後，電業法亦明文規定電業，為依電業法核准之「發電業」、「輸配電業」及「售電業」三種，且其中「輸配電業」仍為獨占壟斷外；「售電業」部分電業法雖規定再生能源業者能直接銷售予實際用電人，但迄目前為止，仍查無任一再生能源業者有直接銷售其生產電力予實際消費者案例，因此「售電業」（目前仍為公用零售業，售電費率仍受管制，由經濟部核定）迄目前止亦由參加人獨占壟斷，尚未形成售電（服務）競爭市場。又依現行電業法規定，界定發電市場時，即應分別將發電市場與輸電、配電市場及售電市場（上二市場現仍為參加人獨占壟斷）區分，不能混為一談。

３、經查，原處分在行為主體：市場界定時載明「……者所供應之電力具有替代性，加上國內本島係屬單一電力網，故以台灣本島列為一地理市場範圍，並以『發電』為一特定商品或服務市場範圍。」「IPP業者為在台灣地區少數經政府特許成立向台電公司供應電力之事業，且均屬『火力發電業』者，故處於同一特定市場。」（詳原處分第22頁）另在足以影響市場供需功能之事實記載：「……台電公司99年度與100年度之淨發購電量各為207,385百萬度與213,042百萬度，而9家IPP業者在99年度與100年度於『發電市場』市占率總和近19%，顯見9家民營電廠對國內『發電市場』之供給具不可或缺性。」（原處分第29頁）及結論記載「9家IPP業者在國內『發電市場』中具有不可或缺之地位，為避免個別民營電廠就購售電費率與台電公司妥協進行修訂，即以意思聯絡方式，達成彼此不與台電公司完成調整購售電費率之合意，相互約束事業活動，已足以影響國內『發電市場』之供需功能……。」（原處分第29頁至30頁）均一再強調本件涉及電力（能）聯合行為之市場為「發電市場」，並非包含「發電業」、「輸配電業」及「售電業」三者合併而成之「電力市場」。

⑴再參照原處分事實欄五調查結果：「……㈡民營電廠為電

業法所特許之電業，民營電廠不僅彼此間具有競爭關係，與台電公司具有競爭與客戶之雙重關係：……。」（原處分第7頁）「……本條規定明示購售電費率之訂定係以避免成本原則為其依據。發電成本包括固定與變動成本，向IPP購電價格之容量電費反映折舊、資金成本、所得稅、稅捐及固定運維費等固定成本，能量電費則反映燃料成本及變動運維費等變動成本，因此台電公司以避免成本訂定契約購售電價格，得以反映相同或低於台電公司自行興建相同發電機組成本之購售電費率購得所需電力，未來購電也可低於台電公司自行發電成本。換言之，不僅台電公司與民營電廠在發電市場具有競爭關係，甚至民營電廠之間在發電市場同屬競爭關係。……」（原處分第8頁）及「……IPP業者係相當於台電公司之上游電力供應廠商，其彼此間係處於同一產銷階段，而具有水平競爭關係，該當聯合行為之主體要件。」（原處分第22頁），併參照「開放發電業作業要點」第4點（參加人為本件IPP民營發電業者所發電力之唯一（即獨買）買受人）可知，本件原處分有關「發電市場」之界定，係以參加人與原告等IPP業者間所簽立PPA契約所設立之發電市場，即IPP業者為該發電市場之供給者（賣方），而參加人為唯一之需求者（買方）所形成之買、賣（或供、需）市場已經證明。同理在討論公平法聯合行為市場界定時，有關供需替代性、或轉換交易對象區域之分析時，均應謹守發電市場前揭供需替代性說明。

⑵因此原處分先在事實欄調查結果內敘明國內「電力市場」

特性（以電力網傳輸：按電力係以電能作為動力的能源，電力糸統是由發電、輸電、變電、配電和用電等環節組成的電力生產與消費系統，它將自然界的一次能源通過發電動力裝置轉化成電力，再經輸電、變電和配電將電力供應到各用戶，電能的傳輸，與變電、配電、用電共同構成電力糸統的整體功能……。詳原處分第6頁），但於市場界定時卻說明：（「按電力係以電能作為動力的能源，電力系統是由發電、輸電、變電、配電、售電等組成，因發電階段之屬性，與輸配電不同，民營電廠雖僅可售電予台電公司，與台電公司所屬電廠併聯供電，惟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內，台電公司調度電力係考量在電力系統安全情況下，兼顧整體供電系統之負載需求，依照『經濟調度』原則調度電力，故民營電廠與其他發電業者所供應之電力具有替代性，加上國內本島係屬單一電力網，故以台灣本島列為一地理市場範圍，並以「發電」為一特定商品或服務市場範圍。」）等語，顯然原處分界定本件「發電市場」時，將「電力系統」，或前述電業法規定之發電業、輸、配電業及售電業混為一談（即將輸配電業形成之電力網或電力系統，故意錯置於本件發電業所形成之發電市場，致達到推論全島為一地理市場之結論）。同時上開將輸、配電業形成之市場，係因電業法規定獨占及壟斷而形成之全島一致之電力網市場（輸配電市場），雖該市○○○○段由參加人獨占不具競爭性（同理，在新電業法修正前，售電市場亦因由參加人獨占下亦不具競爭性），但原處分悖於前開由電業法、「開放發電業作業要點」及PPA等形塑之「發電市場」供給及需求雙方（即原告等IPP及參加人），而將「電力市場」（包含前揭「發電業」、「輸配電業」及「售電業」市場），簡化為「發電市場」，事實及理由即有矛盾，因此原處分所為市場界定及聯合行為之分析，自不足採。

４、再查，被告提出外放專家意見書，莊春發教授，獨立電廠公平法處分案專家證詞一文；亦載明：參加人外部購買之電力，除IPP（文中用語為獨立發電業）所供應的電力之外，尚包括五十至六十家汽電共生廠商……除此之外還包括眾多再生能源廠商例如風力發電、水力發電、太陽能發電等廠商所生產之電力。然而，不管是IPP所發電力，汽電共生所生的電力，或者是再生能源方式所生產的電力，生產廠商的設立都應經由政府部門許可，就本質上它們並『沒有』（按雙引號為本判決另標示）供給的替代關係。就需求面，電力批發市場上僅有一家參加人，在電力批發銷售市場裡，參加人屬於獨買之地位。是故電力一種產品及組成反托拉市場的相關產品市場。電力的輸送過程一般會耗損約百分之三至五的電力，除非必要電力的生產會依照需求而就地解決。……本案所涉及的反托拉市場應稱為「台灣地區電力批發銷售市場」（該上開文第3頁）。另該文載明：……9家IPP在民國98、99、100年三個年度所售給參加人電力分別為……佔參加人三年外購電力之75.32%、75.22%、75.71%。……再生能源售電量……占參加人外購電力比例分為2.44%、2.68%、3.17%。另依據表二，參加人98、99、100年三個年度汽電共生售電量，占參加人外購電力比例分別為22.23%、19.09%、18.11%（上開文第5頁）。另該文再敘明：……即使採用最為簡單的經濟學市場定義，「電力批發市場」的供給面依據上述之市場分析，共有汽電共生、再生能源、（IPP）獨立電廠等三個來源。至於市場需求方則為參加人……雙方交易的特定產品為電力服務（上開文第6頁）。是以參加人提出之專家報告，亦載明本件市場為「電力批發市場」，供給面有IPP（約占75%）、汽電共生電廠（約占20%）、再生能源電廠（約占3%），非僅是由本件原告等IPP組成（需求人仍為參加人），亦與原處分之認定本件發電市場供給面即賣方為原告等IPP不同。核與本院前揭分析，應將發電市場與輸配電、售電市場區隔開之分析見解相同。又上開文所述「本案所涉及的反托拉市場應稱為『台灣地區電力批發銷售市場』」亦與如下本院認本件發電市場，就銷、售言屬「電力批發市場」見解亦相符。

⑴次查，如原處分所示本件聯合行為主體，為原告等IPP業

者界定之「發電市場」，即PPA契約形塑之「發電市場」（參照原處分理由四「9家民營電廠因意思聯絡，為「以拖待變」方式聯合拒絕台電公司要求調降PPA費率之合意，屬水平競爭事業間彼此對價格為拘束之行為，違反公平交易法第14條第1項本文規定」，即原處分第22頁）；原告等9家IPP業者市占率總和近19%詳原處分第29頁（即參加人發電市占率占約81%）。因此本件縱然將電力市場（綜合發電、輸配電、售電業等形成之市場）認屬本件「發電市場」，然如前開莊春發教授依據參加人外購電力之統計表顯示，除參加人以綜合電業自有電廠發電外，參加人向原告等IPP外購電力僅約占76%，尚有24%以上係參加人向汽電共生、再生能源業者等外購。而原處分綜然以參加人外購之物理性質之電力產品界定市場，僅以簽立PPA契約之IPP為限認定本件發電市場（賣方或供給者），核自與前開參加人外購電力逾24%非向IPP購買事證不符，自有誤會，即本件原處分發電市場界定有誤。

⑵承上，本件原處分以PPA契約為限界定之「發電市場」，

如前述供給面為原告等9家IPP；需求面則為獨一買家參加人。但參照莊春發教授舉出參加人外購電力之實例（詳如上述），本件原處分界定IPP之發電市場，應為「發電批發市場」（依原處分定義之發電市場，至少未計入參加人外購24%電力部分），概若單以參加人外購電力言，原處分假設之「發電市場」，僅占參加人外購總電力之76%；此外尚有汽電共生電廠、再生能源電廠，提供（具相同物理特性）相同之電力商品（約占24%）；因此，原處分所引參加人購買電力商品之數據，顯與上開實據不符，於此觀點，原處分界定「發電市場」時，前後不一且互相矛盾（於行為主體市場界定時，說明IPP業者彼此間屬同一產銷階段，具水平競爭關係。但於足以影響供需功能之事實時，又僅論IPP僅占有19%發電市場《漏未將再生能源、汽電共生加入計算》），自有嚴重誤會，因原處分據以界定之發電市場有上開前後不一致及互相矛盾處，則原處分就市場界定一體兩面之競爭關係，亦因認定事實基礎有誤會，而無足採。據上，本件「發電市場」應界定為「躉售批發之發電次級市場」，方符合市場實況及原告與參加人之預想之法令規定。

⑶又若依原處分所示（電力具有替代性，加上國內本島係屬

單一電力網……；而9家IPP業者在99年度與100年度於『發電市場』市占率總和近19%，……），顯然將參加人發電之電力亦併計入，如此本件發電市場之電力即包括參加發電81%及IPP之19%，至於本件認原告等所為聯合行為之發電市場，即應被界定為依據PPA契約下原告等IPP所發占19%電力，該部分之至多僅屬「批發之發電市場」（或「躉售批發發電市場」）為占百分百發電市場之次級市場。（參照顏廷棟，公平交易法案例之檢討，108年9月16於本院演講，電子檔第17頁，即採相同見解）因此，同上述，本件原處分界定發電市場，論理前後不一，引證事實又有誤解，致原處分所為競爭及聯合行為之推論均失所據而不合法，應予撤銷。又原處分以備轉容量云云，認再生能源等欠缺穩定性云云，而不應計入本件發電市場云云，然又與原告以本件IPP雖有燃氣、燃煤等區分，但與參加人之核能其且水力發電生產之商品物理特性亦相同，而可納入本件商品總量計算（參加人占81%發電總量）等語，互相矛盾，亦應再予敘明。

⑷未查，上開莊春發教授文亦提到「電力的輸送過程一般會

耗損約百分之三至五的電力，除非必要電力的生產會依照需求而就地解決」等語，核與本件原告等IPP均一再強調界定地理市場，要注意電力輸送之高損耗，並舉出參加人每年輸電線路損失均高達數十億元以下，及參加人輸配電系統輸、配電能量亦有一定限制，不可能無限制調度輸、配電等語亦相符，更足證原告將發電與參加人獨立之輸配電合併認為發電市場之市場界定，與經濟現況不符。

５、參加人為臺灣的電力市場獨家垂直統合經營者，即參加人對電力商品從上游發電、中游輸電、配電，到下游售（供）電獨家垂直統合經營，而本件原告等IPP僅能從事上游發電業，因此綜上，並參照廖義男教授主持，被告108年委託研究報告（公平交易法國內重要案例分析--以聯合行為為例）可知，原處分藉由「電力網傳輸」、「電力系統」將發電、輸配電，甚且售電混為一談為本件發電市場，顯然將參加人與原告等IPP間同處上游之「發電市場」，與包含上、中、下游整個電力市場混為一談，並將中游或下游市場之現尚無競爭之實況一併忽視而界定為本件發電市場，自容有誤會；同時對本件發電市場供給者僅限定為原告等IPP，而完全必視再生能源業者亦提供參加人外購電力24%，未界定本件應為次級之發電批發市場，亦與前述事實不符，故原告界定本件發電市場，本有誤會，應足證明。

（二）依前開「開放發電業作業要點」及當時電業法規定成立之民營發電廠即本件原告等IPP，及簽立之PPA契約，尚未達發電自由化程度，因此各IPP間無競爭關係，本件原處分界定發電市場認有競爭關係，亦有錯誤。

１、電業法106年1月26日修訂前後規定詳如上述。而再生能源發展條例，於98年7月8日制定公布之第2條、第4條、第7條、第8條（再生能源發電設備及其所產生之電能，應由所在地經營電力網之電業（按參加人），衡量電網穩定性，在現有電網最接近再生能源發電集結地點予以併聯、躉購）、第9條（主管機關審定再生能源發電設備生產電能之躉購費率及計算公式、躉購費率不得低於國內電業化石燃料發電平均成本）等規定，以其他建築等方案，鼓勵太陽能、風力、地熱等再生能源發電。而參照再生能源條例第5條規定，裝置達一定容量以上發電設備，仍應受電業法規定之限制。因此相較本件IPP，於設立許可、實際上由唯一綜合電業躉購（再生能源發電業者所生產電能，躉購費率及計算公式固定等情）其生產之電能言，極為相似，應先敘明。

２、參照前開國際知名機構CASTALIA於2013年發布之International Experience with Single Buyer Models forElectricity一文（參照Figure 5.1:Common Steps inElectricity Sector Refrom Overseas及文字說明），經研究後，各國電力市場自由化大致可分為4種漸進開放模式：⑴模式1：為自發電、躉售、配電至消費者端，均由同一垂直整合電業獨占。⑵模式2：係開放2家以上之發電業進入市場，然該等業者僅能將其發電躉售予特定之躉售電業（輸電業者），再由該特定躉售電業統籌提供電力予配電業，由該配電業提供電力予消費者。⑶模式3：屬躉售競爭，除存在2家以上之發電業外，亦存在2家以上之配電商，發電業可將電力提供予躉售電業，由躉售電業提供電力予配電業，發電業者亦可直接提供電力予配電業。惟每家配電業者受配電之市場限制，僅能提供配電予特定範圍之消費者。⑷模式4：則係電業市場之全面開放，發電業及配電業乃自銷售對象均不受限制。因此，前開106年電業法修正後，明文規定再生能源發電業得直接提供其所生產電能給消費者，然本件IPP（民營發電廠）所生產之電能仍僅能躉售予參加人。因此，依據上開研究資料，發電市場上，除再生能源發電業者（可直接將所生產電能，直接銷售與實際消費者）外，所稱自由化至多僅停留在前揭模式2。而本件IPP在當時電業法等規範下，與垂直整合綜合電業（包含發電業、輸配電業、售電業）之參加人簽立PPA契約，且購售電費率固定、契約重要條件各IPP原則上一體適用、應接受參加人電力調度、售電數量及價格亦繫於參加人之調度與否而固定（詳如上述）等綜合以觀，原告等IPP發電業者間，或參加人與IPP業者間，於106年電業法修正前，尚不會發生經濟學上競爭關係（就IPP所生產之電能或電力依PPA出售予獨一買受人即參加人言）；原處分以本件無（水平）競爭關係之行為主體即原告等IPP，界定發電市場，亦有誤會。

３、106年1月26日公布修正電業法之立法草案修正總說明略謂：「電業法（以下簡稱本法）自三十六年制定迄今，……本法所規定之市場架構及電業管理制度已逾五十年未予修正。現行綜合電業獨占型態，導致在非自由競爭市場下，電業經營績效無比較基準，投資者亦無法進入市場參與電力建設；價格管制下電業無法合理反映成本導致節能工作推動困難；同時用戶亦無購電選擇之權利。」等語，亦證明電業主管機關明示，在電業法106年修訂前，發電市場非競爭市場。同理參照被告108年12月6日主辦之第26屆「競爭政策與公平交易法學術研討會」由梁啟源、高銘地等6人「我國再生能源電業競爭法規範之研究」一文如下見解（核與本院前開見解相符）：⑴前言即敘明106年1月新電業法前，台灣電力市場由綜合電業即參加人負責發電、輸電、配電、售電業務，而本件含原告在內之9家IPP民營電廠（或自用發電設備用戶，如太陽光電發電設施），其所發電力除自用外，剩餘電力須提供予參加人，再由參加人統一調度、輸電及售予用戶，且售予用戶之費率亦受管制。由經濟部能源局（105年）資料指出，台灣電力市場面臨獨立電業績效無法比較、參加人獨買IPP民營電業所發電力、實際電力用戶缺乏購電選擇權等議題，故參照國外經驗，透過電力自由化解決相關問題，藉由引入競爭機制下，提升電力市場運作效率。在（上開新）電業法規劃下，第一階段將於修法通過後1-2.5年完成開放「發電市場」自由競爭，發電業自行申請設置，採許可制，並且開放代輸、直供，進而逐步開發用戶購電選擇權，同時成立電業管制機關進行市場監督，而台電維持綜合電業。第二階段中……（詳上開文章第3頁前言）。⑵106年1月電業法修正後（明文規定電力市場將有發電業、輸配電業、售電業三種電業），同時為鼓勵再生能源發展，以「綠能先行」方式開放再生能源發電業得以直供、轉供售電予用戶（詳電業法第18條、第45條）（上開文章第4頁）。⑶就需求替代面向而言，依現行電業法及再生能源發展條例規定，除參加人可進行售電業務外，再生能源發電業者也可藉由直供、代輸轉供或由再生能源售電業等方式，將電能售予終端消費者，因此電力消費者可選擇再生能源發電業者、售電業者購入電力，抑或維持向參加人採購電能（力），且因電力所產生之能源服務具同質性（即不論是用參加人生產的電力或再生能源業者生產的電力，均能驅動電力設備、帶來服務功能），故就實際消費者觀點，前述參與者實屬同一電力市場（詳上開文章第11頁）。⑷因此，就發電原理和發電燃料來源而言，火力、核能水力、太陽能、風能與生質能間具有相當大的差異性。依據參加人經濟調度原則與系統定義，參加人核能、燃煤及IPP燃煤為「基載」系統，在發電成本最低之下優先調度，參加人燃氣複循環機組與IPP燃氣機組為「中載」系統，參加人汽力燃氣及輕油機組為「尖載」系統，且因系統特性，中載系統可替代基載或尖載系統，而各系統間有其替代性（詳上開文章第14頁），至於再生能源則依再生能源發展條例可優先併入電網中，同時躉售價格則由政府訂定並由參加人與業者簽約，並不存在再生能源發電業者可調整發電躉售價格，致參加人能轉換購買其他發電來源的可能性（詳上開文章第15頁）。亦採相同見解。因此，本院下開見解，亦再次有充分證據驗證。綜上可知：

⑴106年1月新電業法修法通過後，1-2.5年始完成開放「發

電市場」自由競爭（發電業自行申請設置，採許可制，並且開放代輸、直供……）。換言之，本件原處分作成時，原告等IPP形成發電「市場」，因不具競爭關係，尚非聯合行為市場界定中之市場，與本院上揭見解一致。

⑵電力市場本即存有發電業、輸配電業、售電業三種市場。

本院前開市場界定將發電市場與輸配電業市場、售電業市場加以區隔，與能源主管機關政策規畫，再一次吻合。

⑶再生能源發電之躉售價格則由政府訂定並由參加人與業者

簽約，並不存在再生能源發電業者可調整發電躉售價格，致參加人能轉換購買其他發電來源的可能性。相同論理，套用本件原處分，本件IPP業者之躉售價格則由政府公司招標（或競標）訂定並由參加人與業者PPA契約固定，同亦不存在IPP發電業者可調整發電躉售價格，致唯一買受人能轉換購買其他發電來源的可能性之結論，換言之，本件發電市場就買受人（按參加人，或需求者）言，並不具替代可能性，亦應一併敘明。

４、被告雖空言主張原處分所指之發電市場，是（以參加人為）單一買方之不完全競爭市場，且於106年電業法修正前、後之發電市場，均屬本件第二階段開放發電業之不完全競爭市場云云，自顯與上開立法理由及本院見解，完全不符，本難採據。況查參照前揭理由（一）１⑴之⑥項要件說明，本件原告等IPP業者受限於與參加人間PPA契約約定（及前開⑥項要件），致垂直整合電業（參加人）於獨占本件發電市場買方情狀，不存在原告等IPP業者，可藉由調整發電躉售價格（即購售電費率）（按實際言調降售電價格，爭取參加人擴大對該降價之IPP擴大採購量），同時如前述，本件價、量均為相對固定，被告及參加人迄今未舉出原告等任一IPP有上開以低於之約定購售電費率爭取參加人多採購發電量之實證（另詳如下述），使參加人能轉換購買其他IPP業者發電來源的可能性（即無替代可能性），因此本件原處分以原告等各IPP在本件發電市場上有競爭關係云云，並不足採。

５、被告陳稱原處分第21頁至第22頁，認定「發電」市場只有商品，沒有服務（詳本院108年12月24日準備程序筆錄），且原處分界定的市場是發電市場，是整體的發電市場包含「汽電共生」「再生能源或綠能」、「離岸風力」發電業者等，整個發電市場云云。然原處分理由三、行為主體記載（按電力係以電能作為動力的能源，電力系統是由發電、輸電、變電、配電、售電等組成，因發電階段之屬性，與輸配電不同，民營電廠雖僅可售電予台電公司，與台電公司所屬電廠併聯供電，惟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內，台電公司調度電力係考量在電力系統安全情況下，兼顧整體供電系統之負載需求，依照「經濟調度」原則調度電力，故民營電廠與其他發電業者所供應之電力具有替代性，加上國內本島係屬單一電力網，故以台灣本島列為一地理市場範圍，並以「發電」為一特定商品或服務市場範圍）等，僅著眼於電力（能）之物理特性相同一致，未參酌本件發電市場為獨一買方之綜合電業參加人，且自獨一買方即需求人角度觀察，本件「發電市場」原告等IPP業者（供給者）提供之「商品」為電能（沒有服務），參加人為唯一買受者買受後，經由其提供輸、配電系統（就參加人及電能實際消費者言），係將電能（力）運送或配送至特定消費者所提供者為「服務」，同理參加人即售電業者，將上開電能售予實際消費者時，亦僅提供計算多少電能交實際消費者使用及消費者應支付多少費用並收取等）之「服務」，並非物理性質電力商品，原處分將本件將發電市場之「商品」電能，與輸、配電及售電業市場提供「服務」混為一談，參照前開理由(一)說明，本件原處分有關本件發電市場之界定，自有違誤。況查，原處分事實欄內第6頁，調查結果記載「……，備載容量率攸關用電糸統穩定與安全：電力因無法儲存，須即產即用，為穩定電力供應，避免缺限電造成產業及民生重大損失，須維持適當備用容量。惟備用容量過高將增加發電成本；備用容量過低則可能增加缺限電機率，造成缺電損失。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，爰民營電廠發電機組之裝置容量皆納入台電公司供電糸統之備載容量內，此與汽電共生廠發電因以自用為主（餘電方能售予台電公司）、再生能源之供電穩定性不足，非可完全納入備載容量計算並不相同。」等語，即將汽電共生、再生能源發電，認供電穩定性不足，不可全納入「備載容量計算」（本件IPP應納入備載容量計算），即認為本件汽電共生、再生能源業者之發電產品電能（力度）因不計入備載容量，非本件發電市場之產品，核與前揭被告於本院所稱及以電能（力）物理性質定義發電市場（被告主張原處分界定之發電市場應包括「汽電共生」「再生能源」等）亦有前後不一，相互矛盾處，應再予敘明，又本件原處分界定本件發電市場事實及理由矛盾，其因此所為IPP業者間有競爭關係之分析及理由，亦失所據，而無足採。

６、本件參加人與原告等IPP業者間簽立之PPA均為25年之長約（相關法律及約定內容造成IPP就本件發電市場無競爭關係亦如上述），參照前揭本院法律見解【六、（二）６之學說及說明】，參加人為本件PPA長期（25年）契約之獨一買方，又為（發電、輸配電業、售電業垂直性電業）綜合電業，原告等IPP業者無法在公平法上開市場界定規則下，納入市場，即無公平法上之競爭關係，亦應敘明。同理原處分界定之發電市場有上開錯誤，因此原處分混淆電力系統輸配電業（及售電業）並據以分析本件發電地理市場，應為「……國內本島係屬單一電力網，故以台灣本島列為一地理市場範圍，並以『發電』為一特定商品或服務市場範圍」云云，亦顯有誤會而不足採。

７、又依原處分界定之本件發電市場，若真有競爭關係，而參加人為發電、輸配電業、售電業垂直性綜合電業，兼本件發電市場之獨（唯）一買方，即需求者，則參加人以一體適用方式，利用獨占買方之絕對優勢，於原處分書所示燃料成本協商時（詳「台電公司與IPP間協商購售電價格調整，係應民營電廠要求修正須以即時燃料計價條款而起」原處分第8頁起，及97年間完成燃料成本部分之調整（購售電合約中之燃料成本（費率）調整公式之分子由「前一年甲方天然氣發電平均熱值成本」《按：第一階段及第二階段合約之規定為「甲方前一會計年度相同燃料全部機組之平均燃料成本」，第三階段合約之規定則為「前一年甲方天然氣發電夏月或非夏月平均熱值成本」》換文修訂為為「台灣中油公告之發電用天然氣價格所計得之熱值成本」，詳原處分第11頁）以「一體適用」集體協商方式與新桃公司等燃氣IPP業者達成協議，核自合於公平法上之限制競爭。同理原處分調查結果，就本件訟爭「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」（前階段）協商（原處分第12頁以下），亦均由參加人擬定方案，要求原告等IPP一體適用等情，同亦屬參加人利用獨占買方之絕對優勢市場力所為「限制競爭」，被告原處分雖將此部分事實載明，但卻不見薪輿即不追究屬國營事業之參加人前開限制競爭之不公平競爭，反而只見毫毛，即積極保護獨占買方之絕對優勢買方市場力之參加人，而課本件賣方即原告等IPP聯合行為責任，亦足疵議。

８、被告雖援引其所提出劉姿汝教授專家意見書補充意見書，主張以日本電力市場為例，認為本件產業政策當然必要，但本件仍應適用公平法競爭規定等語。然查，日本之電力市場業已自由化，且有類似電力交易所之機構針對發電業業所生產之電能為撮合交易，核與我國發電市場於106年1月電業法修法通過後1-2.5年後始完成開放「發電市場」（且尚未設立電力交易所）完全不同，應先敘明。同樣引用日本公平會發布「有關批發電力市場（發電市場）競爭促進課題」，亦將類似本件IPP業者發電市場，至多界定為發電（電力）「批發」市場（引用顏廷棟教授前開108年9月16於本院演講，電子檔第17頁）。因此引用被告提出劉姿汝教授上開見解，但未將本件發電市場界定如日本之次級「發電批發市場」，亦有錯誤應併予敘明。

９、本件發電市場界定錯誤，則不論是PPA購售電費率或本件參加人要求調降PPA購售電費率，而原處分認原告等合意拒絕協商之聯合行為，均不可能發生競爭，亦不會構成本件聯合行為，故原處分自有未洽。

（四）本件原告等IPP與參加人簽立之PPA契約中「購售電費率」整體排除原告等IPP業者相互之競爭意願，即無競爭關係。查PPA約定之購售電費率之結構詳如原處分第4頁至第5頁；而購售電費率計算方式：保證時段發電量支付容量費率和能量費率（A=B+C），非保證時段則僅支付能量費率

（C）（詳原處分第5頁）；此為原處分認定之事實，應先敘明。發回判決第23頁載明：「……參加人與9家IPP業者所簽訂之PPA，雖已約定於保保證時段之售電時數及所應支付電費，且受限於PPA約定之期間長達25年，各IPP彼此間之競爭似難以作用。」第25頁載明「……因能量費率之高、低，爭取更多與輔助參加人交易之機會,而有水平競爭之可能性，即有進一步探究之餘地。」「……然輔助參加人向各IPP業者購電時之具體考量因素究竟為何，能量費率是否為其考量之因素？如是何以向能量費率最低之第

1、2階段IPP業者調度發電之時數，遠低於第3階段IPP業者？輔助參加人主張因IPP業者不配合調度，其相關證據資料為何？以上各節均涉及各IPP業者關於非保證時段之售電，是否存有水平競爭之可能，惟未據更審判決進一步查明……」等語。

１、依森霸公司（按第三階段）與參加人間PPA第1條第18項明定全年保證發電時段總時數為3,134小時，即本件原處分認定原告等IPP業者為聯合行為保證時段之時數已經固定如上，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）」。因此依據PPA契約，原告與其他IPP業者間，就保證時段核無競爭關係。

⑴查，本件原告為燃煤之基載發電基載之IPP（與和平公司

相同），不區分保證（或非保證）時段，除參加人指定應停機檢修等原因外，本即按機組容量全天24小時滿載發電（並接受參加人調度），且原告電廠生煤使用許可證及固定污染源操作許可證所限制之生煤年許可量，僅足供原告履行PPA所定之發電義務，再受限於環保要求，並無多餘之生煤使用量可用以發電並爭取較多交易機會，足證原告與其他IPP業者間，並無以價、量競爭之可能。因此發回判決亦載明：參加人與9家IPP業者所簽訂之PPA，雖已約定於保證時段之售電時數及所應支付電費，且受限於PPA契約約定之期間長達25年，各IPP彼此間之競爭似難以作用（發回判決第23頁），即在保證時段，原告並無「所謂依經濟調度或是否依照能量費率高低優先調度」問題，故就保證時段言，原告與其他IPP間並無競爭關係。

⑵以參加人為唯（獨）一買方之PPA契約之「購售電費率」

之規定，原告等各IPP業者於保證時段之電力商品產出及價格，均受PPA契約保障，故於契約存續期間或契約此部分約定變更前，獨一買方（即參加人）就原告等各IPP業者保證時段購買之電力商品之價格及數量，均屬固定；且無論參加人是否調度保證時段各IPP所生產之電力，參加人均應給付此部分（即保證時段）費率計算之電費（即買定約款take-or-pay）予原告等IPP；足證保證時段，本件電力商品之價、量均屬固定，即各原告等各IPP業者無法以（價、量）競爭方式，變動各該PPA約定之保證時段售電價格。而唯一買方參加人對PPA約定之各該保證時段規定之發電量，亦無法（因價、量）轉向其他IPP業者購買，而無替代可能性；換言之，需求者即參加人（買方）選擇言，參加人無論是否調度各IPP業者於保證時段之發電，均應支付供給者即各IPP業者此時段之費用條件下，經濟理性選擇下，絕不可能出現寧願支付此部分電費而不調度保證時段之電力非理性情況，因此，於PPA存續且尚未變更期間，原告等9家IPP業者於保證時段內發電之電力商品，對唯一買方參加人（即需求面）言，並無相互替代之可能，即無競爭狀態，更無法據以界定本件「發電市場」。

⑶參照學者王文宇，亦從本件PPA長期繼續性供應合約設計

之買定約款（take-or-pay）之經濟合理性及必要性，以及IPP民營電廠為經濟學上專用資產（specific assets）特殊性等分析，亦推論原告等IPP業者間無競爭關係（王文宇，正本清源--評台電與民營電廠紛爭涉及的多重法律議題，月旦法學雜誌，第217期，72-74頁(2013)），亦採本院前揭相同見解。

⑷綜上，本件原告9家IPP於保證時段內，因無相互替代之可能，而無競爭關係，已經證明。

２、參照原處分有關購售電費率結構即知，本件保證時段發電量，參加人應支付容量費率和能量費率（A=B+C），且保證時段對參加人言，並無替代可能之競爭關係（即參加人依「容量費率」加上「能量費率」（A=B+C），仍然無法界定本件具競爭關係之發電市場）詳如上述；又「非保證時段」參加人僅支付「能量費率」計算之電費。則①「非保證時段」（參加人僅依「能量費率」支付電費較少之電費）如何能單依「能量費率」計算電費，即認為參加人在「需求替代」之分析下，可得出非保證時段之「能量費率」為競爭因素，原告等IPP間，在非保證時段就「能量費率」為競爭因素所生產之商品即電力，對參加人言，有相互替代之可能？②又如前述，本件「保證時段」對唯一買方參加人（即需求面）言，並無相互替代之可能，即無競爭狀態，更無法據以界定本件「發電市場」，則如何能不將保證時段與非保證時段區分看待？因此被告及參加人主張「保證時段」「非保證時段」之費率及交易數量共同構成本件發電市場參加人完整之購電價格等語，因：①界定本件「發電市場」，因保證時段不具競爭關係（無競爭關係參照上開「競爭關係」與相關「市場界定」，復為一體兩面，應具有競爭關係方能劃入同一相關市場之本院法律見解），自不能納入本件界定「發電市場」之範圍。②若保證時段非本件原處分假設之競爭關係之「發電市場」，則將「保證時段」與「非保證時段」區分，始能正確解讀及界定本件「發電市場」，而依原處分及被告及參加人之上開陳稱，被告界定本件具競爭關係之發電市場，顯有重大矛盾而不足採。據上，被告及參加人上開主張（「保證時段」「非保證時段」之費率及交易數量共同構成本件發電市場），核難認正確的界定本件發電市場，應先敘明。

３、參照前揭有關本件背景說明【六、（二）５】，本件容量費率，係依據各IPP興建其所有電廠之固定成本（包括資金與固定營運與維護成本），參照參加人與星能公司簽立之PPA第1條第24項規定亦同；而能量費率，則是各IPP運轉發電時之燃料費用成本（包括所有變動營運與維護成本等變動成本），參照參加人與原告簽立之PPA第1條第25項規定亦同。而本件保證時段，參加人不論有無向原告等IPP調度電力，均應支付容量費率加能量費率，而非保證時段在參加人實際向IPP調度時，僅應支付能量費率計算之電費，詳如上述。而非保證時段重要計費之「能量費率」，亦不具競爭因素，再分述如下：

⑴查參加人於非保證時段向原告調度發電之計價基準為能量

費率，而該費率於電價競比或招標公告時即已經確定（按電業主管機關經濟部，於核准各IPP設立發電廠之前提要求即包括此部分購售電費率），且經明訂於PPA，因此在PPA存續及有效期間，不論是本件獨一買方（需求者）參加人，或賣方（供給者）各IPP，在PPA存續及有效期間，均不能且無法變動（實際上不論容量費率、能量費率均不能變動）。再查，不論能量費率如何調整，諸如原處分第8頁至第9頁敘述參加人與森霸公司等6家燃氣IPP（不包括燃煤之和平公司及原告）協商達成由「前一年台電天然氣電廠平均熱值成本」調整修訂為按「台灣中油公告之發電用天然氣平均熱值成本」調整（即時反映調整機制）（按原處分記載略以：96年9月11日所召開之「燃氣IPP燃料成本費率調整方式溝通協商會議」中，作成下列結論：「由於影響購電費率之因素很多，依96年5月3日能源局召集會議中台電公司所表達意見之精神，雙方未來應就影響購電費率之各項因素《如利率、折現率等》繼續協商。」就修訂燃料成本《費率》調整機制部分，雙方同意將燃料成本《費率》調整機制由現行合約之按「前一年台電天然氣電廠平均熱值成本」調整修訂為按「台灣中油公告之發電用天然氣平均熱值成本」調整《即時反映調整機制》，以即時反映天然氣價格之變動，避免業者可能因短期收支失衡，造成經營困難，而影響電力穩定供應。等語），本件發電市場之供給者即原告等IPP，均因決定調度非保證時段之電力決定權在參加人（依經濟調度），即不可能控制非保證時段之發電量（且非保證時段之價格己經固定為能量費率如上述），因此，原告等IPP業者，於非保證時段亦無法控制產量及價格，就本件原處分界定之發電市場言，並無競爭可能（亦如保證時段）。

⑵承上，本件原處分界定之發電市場，參加人為獨（唯）一

買方模式及上開購售電費率用能量費率及容○○○區○○○○○段及非保證時段支付電費機制之設計，兼以原告等IPP業者，應遵從買方參加人電力調度（決定各IPP何時發電及數量），即電力調度由參加人集中控制，非IPP所能置喙；參照前述本件背景說明【六、（二）５⑵】，本件參加人獨一買方PPA架構下，因電力調度全由參加人控制，且PPA付款架構乃著重於不論IPP業者之發電有無被調度，其固定成本均會透過保證時段之容量費率，其變動成本（主要時燃料成本，非保證時段之額外調度）則透過非保證時段之能量費率轉嫁至獨一買方參加人（參加人若不考慮政府政稱，應將上開購電成本，加計應得利潤，一併納入電費，轉嫁至實際用電之消費者），且因原告各IPP業者所生產之電力僅能售予參加人（不能亦無法直銷售予最終用電之實際消費者），故亦不承擔銷售之風險。綜上，本件原告等IPP業者，在非保證時段，亦如同保證時段般，無從控制原處分所指電能（力）「發電市場」之產量及價格進而爭取與獨一買家（參加人）爭取交易機會，並不會發生任一IPP可於非保證時段為價格調整，進而衡量其他IPP業者替代其供給之可能性可言。是本件以能量費率為計費之非保證時段，亦因在各IPP間無競爭因素，即就原處分界定之發電市場言，並無競爭可能。

⑶在界定本件發電市場時，原告等IPP是否合致聯合行為主

體之構成要件時，參照前發回意旨略以：「……然輔助參加人向各IPP業者購電時之具體考量因素究竟為何，能量費率是否為其考量之因素？如是何以向能量費率最低之第

1、2階段IPP業者調度發電之時數，遠低於第3階段IPP業者？輔助參加人主張因IPP業者不配合調度，其相關證據資料為何？以上各節均涉及各IPP業者關於非保證時段之售電，是否存有水平競爭之可能，惟未據更審判決進一步查明……」（發回判決第25頁），固要求本院界定發電市場時，應考量本件各IPP發電產品電能（力）價格調整時，參加人有無因價格變化而移轉購買程度及選擇至不同區域購買等事項。然參照前述說明（不會發生任一IPP可於非保證時段為價格調整，進而衡量其他IPP業者替代其供給之可能性），本件即便採用獨占性者檢測法或SSNIP（Small but Significant and Non-transitory Increase

in Price，「事業是否能進行微幅但顯著的非暫時漲價」增加利益，檢測法，詳被告提專家意見書，劉姿汝，公平交易委員會對民營電廠聯合行為處分之法律意見書，第6頁），亦因事實上即使是非保證時段，原告等IPP業者亦均無法調整價格（因價格係依PPA能量費率公式計算而固定），亦無法為檢測分析，即不能界定非保證時段（容量費率）為本件發電市場。

⑷況查，參加人向各IPP調度非保證時段發電時（依據參加

人與原告間PPA第1條第14款所定），參加人僅計付「能量電費」，即僅與與能量費率有關如上述；而本件在參加人調度下，原告僅應遵循PPA約定，悉依參加人調度進行購售電交易即，而參加人與原告以外其他IPP業者間購售電交易之費率、數量等交易條件、參加人有何電力需求及如何調度其他IPP業者之電能等項，原告並不知悉，故原告等IPP業者在現有購售電制度下，自無競爭之可能性存在。且原告等IPP業者與參加人間進行購售電交易之數量、費率等交易條件，均受限於前揭PPA之約定，根本無須亦無從依市場供需法則就其所生產電力之費率、價格或數量為競爭。

⑸再查，原告電廠生煤使用許可證及固定污染源操作許可證

所限制之生煤年許可量，僅足供原告履行PPA所定之發電義務，實無多餘之生煤使用量可用以發電並爭取較多交易機會詳如上述，且原告因遵循雲林縣政府104年間就相關（燃煤）許可證之減量處分，於參加人所指106年11月間未達「保證發電度數」，參加人雖主張可能將上開保證時段向其他IPP業者調度電力云云。然查原告前揭生煤使用量用罄時，不得已解聯停機並通知參加人，則參加人就原告公司停機所產生之用電缺口，依其經濟調度，固須調度其自有機組或其他IPP業者之電力因應，惟依被告所提出自由時報之新聞報導，參加人於原告公司1號機組解聯停機時，實僅調度其所有大林電廠新1號、通霄電廠新1號及大潭電廠7號等自有發電機組因應；並非向其他IPP業者調度，且查原告上開「保證時段」停機，係因燃料即生煤數量，受限於環境影響評估等法令無法增加，即停機乃燃料生煤受限於法令規章無以為繼之故，非參加人及經濟部（能源局）所能控制或解決，且其他IPP業者於保證時段或非保證時段均僅係依各自PPA配合參加人之調度，並無從預見參加人用電需求多寡，更不知悉參加人如何調度及其向其他IPP業者購電之交易條件等詳如上述，更足證本件原告等IPP業者，無可能僅因原告機組停機即處於競爭關係。

４、綜上，本件原告等IPP與參加人簽立之PPA「購售電費率」下，不論保證時段、非保證時段，各賣方即供給者（原告等IPP），與獨一買方參加人間，均無法認定原告等IPP業者間，有原處分界定「發電市場」之競爭關係。

５、再查，本院數次依發回意旨指示，要求被告（參加人）提出購售電費率（特別是非保證時段之容量費率）對本件原處分界定之發電市場之賣方即原告等IPP言，是否存有水平競爭之證據。然參加人僅將原審判決時已提出之資料重新排列後，提出更２附表1（詳本院卷第313頁至317頁）而上開資料僅記載參加人於98年至103年間向原告等IPP業者每年購入電力總度數，依該電力總度數換算成保證、非保證時段之時數，及保證、非保證時段占參加購電量之百分比。及參加人另提出更２參證15、16（詳本院卷第717頁至722頁），而上開證物亦僅係載明參加人於98年至106年間，向原告等IPP業者每年購入電力總度數，依該電力總度數換算成保證、非保證時段之時數，及保證、非保證時段占參加購電量之百分比外，另增列容量因素（本件協商後，參加人與原告等IPP達成之協議，有部分即國光公司等第3階段設立之IPP另有調整容量因素）。然參加人提出之上開證據，並無法證明非保證時段之能量費率，於本件原處分界定之發電市場，形成任何價、量或供需之競爭因素，因此被告援用上開參加人提出之證據，自不能證明本件原處分所指PPA契約規範之購售電費率架構之發電市場，客觀上有影響市場供需功能之危險，更不能證明該發電市場供需功能實際受到影響；應先敘明。

６、次查：⑴依據上開參加人提出之證據，98年至102年間（原處分認

定聯合行為期間為97-102年）及103年至106年間，並以其中98年為例，參加人向原告等IPP業者購買非保證時段購電度數（千度），依序如下原告公司：6,879,289；和平公司：4,546,211；森霸公司：1,176,085；星能公司：751,759；國光公司：648,486；長生公司：510,657；星元公司：510,453；嘉惠公司：114,983；新桃公司：95,027。而以嘉惠及新桃公司（第一、二階段燃氣業者）言，其能量費率與其他燃氣業者為最低，然其以能量費率為基礎計算非保證時段，由參加人購買之電力數量，以與同為第三階段燃氣業者即國光公司等4家IPP業者相較，竟然為最低。顯然與原處分假設之價量（供給、需求）之競爭，完全相反。是被告及參加人所提之上開證據，反證本件非保證時段各IPP間無競爭。

⑵再就原告等IPP前揭參加人提出證物中，93年-103年間參

加人向各IPP總購電量中，依燃料及各階段成立時間，及購電量中非保證時段（能量費率）所占比重列表如下：

第一階段 燃煤 麥寮 51.90% -53.20%第一階段 燃煤 和平 49.64%-51.85%第一階段 天然氣 長生 13.13%-19.95%第一階段 天然氣 嘉惠 3.27%-5.26%第二階段 天然氣 新桃 3.91%-5.07%第三階段 天然氣 國光 36.17%-42.48%第三階段 天然氣 星能 33.14%-44.19%第三階段 天然氣 森霸 32.52%-39.35%第三階段 天然氣 星元 31.55%-46.44%經查，第三階段燃氣發電廠如國光等4家公司，依據PPA規定能量費率均較第一階段及第二階段各IPP業者為高，但上開統計數字，證明第三階段能量費率較高之公司，參加人購買其非保證時段之電力數量比例，竟然高於同為燃氣之第一、二階段之長生等3公司，亦足證明（反證）參加人向各IPP購電時，非保證時段各IPP間無競爭。

⑶同上表格，第一、二階段IPP中，除和平公司及原告屬燃

煤機組，發電成本較燃氣機組為低而無從比較外，長生公司能量費率，相較於同為燃氣機組之嘉惠公司及新桃公司亦較低（亦遠比本件第三階段成立之國光等4公司為低），但參加人於非保證時段向長生公司所購入電力，均遠高於嘉惠公司及新桃公司，更遠高於國光等4公司，足證參加人並未因長生公司、嘉惠公司或新桃公司之能量費率較低，而有價量競爭，轉向嘉惠公司等購入較多電力，亦反足證明非保證時段各IPP間無競爭。

⑷另再以燃煤發電之和平公司、原告公司言，因屬24小時滿

載發電之「基載」機組（本院104年度訴更一字第68號卷四第60頁），而參加人所提出之報告，基載電源理想佔比約55%至65%，但實際上以102年度為例，基載電源實際僅達41.9%，其中燃煤機組總裝置容量約11,280 MW，核能總裝置容量為5,144 MW，即使基載機組全開總共也僅有16,

424 MW，離當日「離峰用電時段」電力需求還短少近10,000MW，顯見基載電源完全不足支應臺灣之夏季離峰用電時段所需（參本院104年度訴更一字第68號卷四第61頁62頁），因此在屬燃煤之IPP（和平公司、原告公司）發電機組已全日滿載發電，猶未能達到參加人所設定基載電力總發電量配比上限之情況下，自不可能也無法藉由降低售電價格向參加人爭取更多交易機會。且燃煤之IPP業者燃料成本（2.21元/度）遠低於燃氣IPP業者燃料成本（3.96元/度）（詳原處分書第7頁）；而非保證時段支付之能量費率最重要之因子即燃料成本又詳如上述，因此就燃煤之IPP業者言，其非保證時段之能量費率遠低於燃氣IPP業者，實無法想像參加人在非保證時段，不區分屬燃煤、燃氣IPP業者，逕按能量費率高低決定向本件所有IPP業者調度，並因此發生競爭關係。同理，假設燃煤IPP業者就非保證時段價格上有不為向下調整之決意，然燃煤IPP業者原告此項不為調整之決意，在其已是市場最低價格供應者的情形下，實已不可能對市場交易秩序產生影響，因此原處分認原告等IPP有原處分所指限制競爭聯合行為云云，自有誤會，應再敘明。

⑸再以燃氣IPP業者森霸公司為例，森霸公司與參加人間PPA

第25條第2項約定，保證發電量為森霸公司發電機組於保證發電時段，可提供參加人之度數，其計算公式為：保證發電量＝購電容量×保證發電時段小時數。依上開PPA第2條約定，購電容量固定為96萬瓩，第1條第18項亦約定保證發電時段全年總時數為3,134小時，除例假日以外，夏月為每日上午9時起至下午9時，非夏月為每日上午10時起至下午8時，可知保證時段之保證發電量已明定於購售電合約內，非參加人可任意增減調度。至於非保證時段之發電量，則為扣除保證時段售電量之當月售電量。依據前開PPA第2條約定，森霸公司僅能於不超過容量因數40%之範圍內供給參加人電力。再以前述以森霸公司容量因數40 %計算，森霸公司每年之總發電時數為3,504小時，其中3,134小時屬於「保證時段」時數，故原告每年僅餘370小時「非保證時段」時數供參加人調度。再根據森霸公司之內部統計，原告於98年、99年、100年之年度機組起停次數（起機、停機各算一次）分別為508次、510次、508次（參本院102年度訴字第1744號卷二第95頁），又因燃氣機組多屬中載機組，而每次起機（至商轉併聯）、停機（降載至解聯全停）所需時間分別約需80分鐘、30分鐘（參本院102年度訴字第1744號卷二第96-97頁）計約1.83小時，，以此計算原告於98年、99年、100年年度森霸公司發電機組起停次數所佔用之小時數分別為465小時、467小時、465小時，均遠高於前述原告每年所餘可供參加人調度之「非保證時段」370小時。即「非保證時段」370小時即使全數用於機組起停所需時數，猶嫌不足，燃氣之森霸公司實無多餘「非保證時段」之發電量可供參加人調度。因此，就非保證時段而言，森霸公司等燃氣IPP因受限於燃氣機組容量因數等上開限制，於非保證時段依約亦無多餘發電量可供應參加人調度，自無原處分所示，任一燃氣IPP得與其他IPP業者以價量互為競爭（與獨一買方參加人交易）可能性。況查，依前述購售電費率結構，若僅參加人有權調度非保證時段（以能量費率為基礎之計價），依現行PPA購售電費率結構，將會造成燃氣IPP業者因天然氣成本高，而致使每多發一度電，即造成多一分虧損等情，亦據燃氣IPP業者即本件原告等一再舉出實例強調及說明（被告及參加人對此從未爭執）。因此綜上，本件原處分購售電費率有關非保證時段（能量電費）部分，原告等IPP間亦無競爭；即原處分本件市場界定再一次確證有錯誤。⑹末查，燃氣IPP業者之發電量，又受制於中油公司供應之

天然氣量（即燃氣業者依約能向油購買之天然氣受限制，致使每年可供應參加人之發電量受有限制），加上購售電合約已明定燃氣業者之容量因數，一旦參加人於一年中之前階段多調度燃氣IPP業者之電力，同年後段IPP業者受限於燃料即天然氣不足，可供參加人調度量亦因此而減少。參以所有IPP業者均需遵守環評結論，燃煤、燃氣所生污染物不得逾越之限制，因此，本件IPP業者，因燃料、環評、契約、法令之拘束，實不可能在非保證時段發生任何競爭，亦應再予敘明。

７、被告雖提出文章（陳嘉雯，民營電廠在長期合約中競爭關係：以台灣和平電廠輸電塔倒塌事件為例，下簡稱系爭文稿，詳本院卷第1142頁至1167頁）證明本件原告等IPP間具競爭關係（參加人於和平公司電廠106年輸電塔倒塌期間，曾向燃氣IPP業者多調度電力）云云。然查：

⑴系爭文稿所採用之研究方法，亦即觀察移除特定產品後對

其他產品之移轉率，據以探討IPP業者間是否具有競爭關係，實係源自於105年對於美國南加州核電廠停業事件之研究。然美國南加州之發電市場已完全自由化，發電業者可自由於市場上進行價量競爭，與我國發電市場目前仍受高度管制之情形截然有別（參本院卷第1146頁載明「本研究與Davis and Hausman (2016)的差異主要在於Davis

and Hausman (2016)所研究的產業環境是在發電部門早已進行解除管制，各個發電廠商可自由在目前市場或即期市場競價的電力產業，而本研究的環境仍屬於高度管制的電力產業。」）因此系爭文稿因研究方法與我國實際狀況不符，其結果本難認能適用本件。

⑵系爭文稿所示和平電廠輸電塔倒塌為不可抗力事由所造成

之例外事件，即以單一例外事件建構IPP業者間存在競爭關係之原則，取材上顯有重大疑義。

⑶安全及穩定供電向來為參加人電力調度之首要考量（另詳

下述），在和平電廠輸電塔倒塌致供電量短缺之情況下，參加人必須從既有發電機組（包含參加人自身機組及IPP業者之發電機組）「調度」（輸、配電），以補足電力缺口，此並非各IPP業者發電層級的議題，而是參加人調度輸配層級（或前述輸、配電市場）的議題。且如前述和平公司電廠以煤為燃料，屬基載24小時供電，如上述，故參加人必然僅能向燃氣業者增加調度，然此際之調度，屬於原訂排程外之「緊急調度」，由參加人單方發動，實係參加人調度輸配之權能，並非燃氣IPP業者主動為「價量競爭」之結果，自不足以作為IPP業者互為水平市場競爭者之論證依據。

⑷況查燃氣IPP業者，燃料即天然氣受制於中油公司依約之

供應量，即燃氣IPP業者受限於天然氣供應量，每年可供應參加人之發電量總量固定，兼PPA明定燃氣業者之容量因數等事由，足證燃氣IPP業者每年度總發電量受限制，因此在和平電廠輸電塔倒塌事件固然導致電力短缺，縱有調度IPP業者所發電力情事，然純屬參加人調度輸配議題，對燃氣IPP業者言，因全年總發電量受限燃料供應限制之前提下，可認為參加人僅係「提前」調度燃氣IPP業者該年度之電力，以因應緊急電力需求，而非「增加」調度。因此綜上可知，被告提出之系爭文稿，核亦不足證明本件IPP間有競爭因素。

⑸依參加人提出之參證15、16上記載，和平電廠發生電塔倒

塌停電事故之106年度，其中新桃公司106年度之總發電量為2,275,968千度，較諸105年之總發電量2,461,568千度還少，亦足證明燃氣電廠IPP新桃公司，並未因為燃煤之和平公司電廠倒塌事件而增加發電量，而有價量競爭之替代關係即競爭關係，除證明原處分界定發電市場錯誤外，並間接以經濟實據敘明系爭文稿推測競爭實例，與現實發電市場之運作及結果並不一致。

８、參照公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則第9點㈢（參進程度：包含潛在競爭者參進之可能性與及時性，及是否能對於市場內既有業者形成競爭壓力。）故一般言所謂潛在競爭者，係指尚未進入相關市場之事業，惟若事業於有SSNIP時能快速且輕易進入市場，則會被認定為市場參與者而若因契約拘束或其他原因，事業未能即時進入市場成為交易相對人替代選擇，該等事業即不會納入市場中（參照前揭顏雅倫，競爭、管制與契約於我國電力產業之難解糾葛--最高行政法院107年度判字第560號判決評析一文，第21頁）。

⑴查，本件如前述附表三階段IPP業者簽立PPA進入市場前，

各該三階段之PPA業者（或應再區分燃煤、燃氣）時間不同，但於進入發電市場時，確有進入市場之競爭關係，亦可能於當時發生潛在之競爭關係。但本件原處分係認定原告等IPP業者簽立PPA契約後，履約階段之水平競爭關係，參發回判決第44頁（……所非難者係9家IPP業者，於97年間起至101年10月止逾4年間，藉組成之協進會集會，達成彼此不參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，認已足以影響國內發電市場之供需功能。故可知其所非難者係9家IPP業者以合意拘束了彼此競爭之可能性。則苟9家IPP業者有原處分所載前揭合意之前提下，彼此若不為本案之合意，即使各IPP業者受長期契約約束之情形下，參加人分別與各IPP業者，是否容有機會調整本件購售電費率，以及保證時段價格、非保證時段價格暨其容量因素等，而使各IPP業者有更多爭取交易之機會，而仍有存在競爭關係……），即原處分所非難者是IPP業者於履行PPA階段拒絕與參加人協商之聯合行為。

⑵次查，被告原處分及迄法院歷審程序中，從未說明於此履

約階段之本件原處分，有何潛在競爭關係，更未提出任何事證與說明，應先敘明。

⑶再查，依據參加人與各IPP業者間PPA均約定自PPA生效日

起每滿5年內或有必要時，由雙方商檢修正；但對容量費率中主要之資本費率（參照原處分第4頁至第5頁）乃採明文約定，且並無任何調整機制（另參照第一階段及第二階段「設立發電廠申請須知」均明訂「購電費率及計算方式」，規定「購電費率之調整時機，應於合約書中載明。……⑴容量費率：經濟資產持有成本依完工年現值，考慮折現率及物價上漲率，均化至機組經濟壽年期間各年；……⑵能量費率：逐年調整」即明）。另在能量費率主要燃料成本費率，則於本件爭議發生前於96年間由參加人與5家燃氣IPP業者間達成（能量電費）燃料成本費率調整機制修訂為按即時反映調整機制，應先敘明。

⑷參照上開事實及說明，除非確定各IPP業者間必然均能於

短期間內即完成購售電費率本件爭執之資本費率修改，否則各IPP業者對彼此而言，均為市場「外」之潛在競爭者，此時若不認為各IPP與參加人間分別（或個別）形成一市場，則會形成沒有市場內之既成競爭，而全部僅有潛在競爭之極為奇怪而無法圓滿說理情狀。且查如前述，有關涉及容量費率（資本費率）乃保證時段本件原告等IPP間無競爭即無從界定市場如上述（按原處分認為IPP合意拒絕調降者為保證時段容量費率之資本費率），因此原處分同樣會出現沒有市場（競爭）卻又有市場內或外潛在競爭之矛盾且顯不合理。

⑸又假設在非保證時段（僅有能量費率）有競爭關係（按本

院認定並無競爭關係詳如上述），則原處分認為各IPP業者合意拒絕調整購售電費率之保證時段（含能量費率及本件訟爭容量費率之資本費率，且無競爭關係），則原處分又何能分析論斷其設定之足以影響非保證時段之市場供需功能？因此原處分界定市場顯有違誤。

⑹綜上，本件不但無競爭關係，亦無潛在競爭關係。

⑺再參照下述有關「經濟調度」、「一體適用」之說明，被

告主張參加人與IPP間本件調整訟爭購售電費率協商事實，僅是針對PPA約定容量費率中重要因素資本費之協商（參照原告等IPP於本院審理時製表說明即明）不包含其他；至於本件長期25年期間屆滿後之是否有競爭關係，更非本件履約階段在上開25年期限延長變動前所應考量（此部分應為各IPP原PPA契約屆滿後，是否另啟另一波進入本件由能源主管機關及參加人調控下之「未來市場」之競爭。）且在下述「經濟調度」、「一體適用」之說明及本件購售電費率本不具競爭因素，本件「原告等IPP合意拒絕調整PPA之購售電費率」，現實亦不會發生（PPA約25年契約屆滿後）續約條件如何約定，應由參加人與各IPP各自協商而不發生「一體適用」情形，例如102年2月27日之第4次協商記錄，參加人即強調：本公司重申本次修約應聚焦「資本費隨利率浮動調整」方案上，有關該方案回饋方式應一體適用於所有IPP，且不應涉及其他條件之交換（詳本院105年度訴更一字第21號卷三第94頁即明），即參加人本件協商過程中，始終僅堅持與IPP協商「資本費隨利率浮動調整回饋（予參加人）」方案，而拒絕協商其他，包括若IPP業者就PPA契約25年屆滿後之延長期間等問題，因此，就本件訟爭購售電費率之協商過程及結果，在PPA履約階段且契約內容未實質變更前，並不會有任何潛在競爭關係之存在，亦應敘明。至各IPP業者依其契約約定25年期間屆滿後，及契約屆滿後，是否與其他參進者，或同時期限屆滿者及潛在競爭者，在寡占發電市場之進行進入「未來市場」之競爭，則應視斯時主管機關（政策決定）審核及參加人同意之競標或競比條件（涉及如本件如本件IPP競標、競比進入市場時「開放發電業作業要點」決定是否再開放民營發電業者之專屬發電權、裝置機組容量、地域、輸電線路及當時參力人之供電能力、備轉容量等各政稱及事實，詳如上述）而定，與本件履約期間之各IPP水平競爭無涉，亦應敘明。被告不區分本件進入市場、履約、及PPA契約分別屆滿後之競爭，而忽視25年之期限為朝發電自由化吸引民間投資興建電廠之主要誘因（另一誘因則為藉PPA之買定條款保障投資回收及固定利潤），而為所謂潛在競爭云云，亦顯有誤會。

９、末查，被告主張購售電費率計算電費為「事前撮合事後結清」機制，使「每日交易價量處於變動狀態中」，故有競爭關係，然被告上開堆砌文句並非PPA契約約定之購售電條款規定，因此被告上開有競爭關係之主張，顯無所據，且與前揭事證不符，不能採據。

（四）參加人依據PPA之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」等原則向各IPP調度發電，因購售電費率中「能量費率之高、低，並非參加人是否優先調度發電」（最優先）因素，且「能量費率」於原告等IPP間並無競爭關係如上述，即原處分界定發電市場錯誤，致認定原告等IPP合意拒絕調整與參加人間購售電費率，足以影響發電市場之供需功能，違反公平法聯合行為等，亦失所據，不能採據。

１、本件購售電費率不論是保證時段或非保證時段均無競爭關係，詳如上述，因此參加人以經濟調度原則調度電力，亦不會使原告等IPP相互間發生競爭關係。

２、參加人電力調度（以第三階段PPA第1條第12款約定為例），應考量遞增發電成本、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、電力潮流及其他參加人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，達成電力系統可靠與經濟之運轉。又以第一、二階段PPA第1條第9款及補充說明第2條第1項對於經濟調度理論說明，係指在參加人電力系統安全前提下，使發電成本下降至最低，並兼顧水資源運用、環保控制、燃料特性、供電品質等因素後，將參加人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。因此，參加人依「經濟調度」（或「優良電業運行慣例」）理論為電力調度時，考量之因素甚多，最優先考量是維持電力系統之穩定及安全，最後方是發電成本，即本件所指非保證時段之「能量費率」，應先敘明。

３、參加人向何IPP、何時間、調度多少電力、電度價格為何，悉由參加人依前開「經濟調度」原則為之，各IPP業者，並不知情，且若符合契約規定，依約僅能無條件配合參加人之電力調度發電，因此就此角度言，在獨一買方參加人操作「經濟調度」、「優良電業運行慣例」原則下之電力調度，原告等IPP即賣方對所生產之商品電力量無法控制，又因價格受限於PPA購售電費率拘束亦無法任意調整，因此各IPP因價、量均無法控制，且操之於獨一買方即參加人之手，故原告等IPP彼此間，在獨一買方參加人操控之電力（經濟）調度下，無法發生價、量之競爭關係。

４、再查依照下列證據，亦足認參加人依據PPA之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」調度各IPP業者發電，無法證明本件IPP業者間有競爭關係。按本件被告及參加人迄未提出任何證據證明參加人於原處分所指原告等IPP違規期間，參加人依上開「經濟調度」原則，（不考慮基載或中載發電機組）逕先向能量費率較低之IPP調度電力。且⑴原審證人即時任參加人電力調度處組長之鄭壽福多次作證

時，均強調系統安全之重要性優於經濟調度（即經濟調度前提為安全、經濟調度排序表會先考量環保、安全及PPA的約定，符合上開條件後，最後才會以燃料成本表調度）。

⑵參加人前電力調度處處長鄭金龍於「臺電六十年來之系統

調度運用」乙文（最高行政法院107年度判字第506號卷二第104頁以下），即說明參加人電力調度排程：「目前台電線上經濟調度係利用一般火力與水力協調經濟運用程式，考慮各機組之負載昇降率、最高最低出力限制值、燃料費用、水替代價格、機組啟動和停止費用、機組最小運轉時間最小解聯時間、系統供電餘裕及備轉容量與輸電線路損失等求出各機組最佳排程，線上經濟調度軟體依照目前併聯機組、系統負載變化及頻率偏差，採用相同的遞增燃料成本，計算各受控制機組之發電調整值與分配因素，決定各機組最佳出力值，使燃料費用與線路損失最低，發電成本最小。」（前開卷證二第115頁背面）。即謂經濟調度係在系統安全之前提下追求整體發電成本最低，然決定整體發電成本高低之因素非僅有能量費率，機組啟停、機組最小運轉及解聯時間、系統供電餘裕、備轉容量及輸電線路損失等，均為控制整體發電成本之重要因素；故單純能量費率最低之IPP業者，非能經參加人優先調度。

⑶參加人於104年6月16日函覆監察院時（本院107年度訴更

二字第115號卷第373頁以下），即自承調度順位無法僅依能量費率高低決定「……，故其優先調度次序無法僅依能量電費高低予以調度運轉。若未依相關規定調度衍生之爭議（如：TAKE OR PAY，即買賣契約條款中要求買方無論能否卸收，皆需就一定數量之天然氣《或液化天然氣》支付貨款）、維修費用之增加、損害賠償及排擠其他機組運轉時數導致機組大修排程（4年前須排定）落於夏季尖峰，影響系統供電安全等，皆須審慎考量。」（前開卷第387頁）。

⑷曾任職參加人調度處多年之張標盛處長，在與大同大學電

機系陳斌魁教授合著之「台灣電力調度運轉」乙文中（本院104年度訴更一字第69號卷一第207頁以下），亦說明「離峰非保證時段則陸續將IPP燃氣機組停機，僅調度第三階段IPP豐德、星能、國光及星元約48萬瓩，台電的通霄G1、G2、G3發電成本雖高於IPP燃氣機組，仍需運轉出力約4 8萬瓩；而能量費率較通霄G1、G2、G3低的一、二階段新桃、嘉惠燃氣IPP機組則因燃氣用量之條件限制無法配合調度，依PPA合約規定非保證時段停機。此實例顯示IPP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。」（上開卷證第215頁）⑸吳進忠博士於108年4月在天下雜誌獨立評論發表之評論，

指出「電力調度，……最重要的是確保供電穩定與安全，所以安全第一（包括人員安全、設備安全、系統安全），其次才是考慮必須符合其他非安全限制條件下的最低成本，例如環保限制（不可以排放過多的CO2、NOx、SOx等），最後才是降低發電成本。」（參本院107年度訴更二字第99號卷第1162頁以下文章，特別是第1164頁）。

⑹依參加人陳述意見說明，本件同屬燃氣之新桃公司及嘉惠

公司能量費率較原告等第三階段成立之燃氣IPP業者之能量費率較低，但參加人乃遲至自身及原告等第三階段燃氣IPP業者發電機組將達環評之運轉上限時，始發函通知新桃公司及嘉惠公司將於非保證時段增加調度，反證參加人人實際上並未按能量費率高低決定調度順序。

⑺參照前揭（三）６之說明，亦足證參加人經濟調度，並非以所謂具價、量競爭關係之能量費率為調度之依據。

⑻至參加人指新桃、嘉惠、長生等三公司曾有拒絕調度情事

，然新桃公司等3家公司均係依據PPA合約規定拒絕參加調度，合於前開證據資料（經濟調度應考慮PPA規定）相符，特別是在本件非保證時段「能量費率」最重要之燃料價格部分，早於96、97年間，於經濟部能源局介入下，參加人與原告等IPP早經達成協議詳如上述（或原處分第8頁以下），因此被告及參加人主張，即本件IPP合意拒絕協商購售電費率（應不包含能量費率之燃料因素）範圍，可以協商包含修改與中油購天然氣合約、修改環評決定等，即可以用非保證時段為競爭因素云云，更不能為證明經濟調度下之PPA購售電費率（能量費率）有何競爭關係。況查以天然氣為燃料之IPP是否與中油公司修訂天然氣合約、提出環評修約決定等，原非是本件PPA約定中原告等IPP義務，更非本件競爭之前提要件，因此被告此部分主張，更難認有理由。

５、末查，即使不考慮安全調度，經濟調度所需考量之因素亦極為複雜，絕非僅有能量費率高低此一要素，參照原告等IPP業者提出之黃銘傑教授於其法律意見書即曾援引購售電合約補充說明二對於「經濟調度原則」之說明，作成「由此可知：⑴於經濟調度原則下，所需考慮之因素相當複雜，包含水資源運用、環保控制、燃料特性、供電品質、發電機組之最高最低出力、機組冷、暖、熱機時間及升降載率反應特性等種種要素，並非單單僅止於費率一事而已，僅以費率高低一事即遽認存在競爭因子，不無過度簡化經濟調度原則之虞。」結論。核與參加人於陳述意見狀時，坦言電力調度非僅考量單一或部分因素（「參加人機組調度係考量維持系統供電安全、電力品質、環評限制、燃料限制、設備檢修、用水協調、各IPP合約相關規定（如；容量因數、啟停次數、保證與非保證時段等）與IPP機組特性（最小解、併聯時間、升降載率等）及經濟調度等因素下之綜合結果，非僅僅考量單一或部分因素。」等語亦可證，經濟調度原則所稱之「經濟」，實係考量機組運轉特性及輸電損失等因素後綜合決定調度順位，而非如被告所主張，單以能量費率高低決定，即與本件聯合行為之市場界定中之競爭，無直接關聯。

６、綜上，原處分所引專家學者意見，認本件原告等各IPP，PPA契約及參加經濟調度下，有競爭關係之推論，囿於被告提供參加人外購發電數據與實際並不相同、或對參加人為獨一買方且能藉電力（經濟）調度掌控各IPP發電量、及IPP業者受限於PPA無法對參加人調整（高、低均同）價格，或對本件「發電市場」受困於原處分主觀認定而形成錯誤之市場界定，因此被告依據其所提之專家法律意見認本件界定之發電市場具有競爭關係，及依經濟調度及購售電費率言，本件各IPP間有競爭關係云云，自有誤會而不足採。

７、況查依下列資料，亦足間接證明參加人依據PPA之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」等原則向各IPP調度發電，並非依購售電費率中「能量費率」之高、低為優先調度發電之因素，亦足證明「能量費率」於原告等IPP間並無競爭關係，應再予敘明。

⑴依參加人於104年6月16日向監察院陳稱：「本公司在進行

購電及調度時皆依照政府法令規章及遵守購售電合約規定辦理，並須配合政策指示，且各燃氣機組之合約規範不同，故其優先調度次序無法僅依能量電費高低予以調度運轉。若未依相關規定調度衍生之爭議（如：TAKE OR PAY，及買賣契約條款中要求買方無論能否卸收，皆需就一定數量之天然氣《或液化天然氣》支付貨款）、維修費用之增加、損害賠償及排擠其他機組運轉時數導致機組大修排程（4年前需排定）落於夏季尖峰，影響系統供電安全等，皆需審慎考量。」（詳本院107年度訴更二字第99號卷第230頁）。

⑵參加人104年8月19日函經濟部陳稱略以：「㈠（參加人）

在進行調度及增、減供時，因不同階段IPP之保證時數不同，故無法僅依『能量電費』高低作為調度9家民營電廠之順序，……若受到年度購電預算審議爭議，配合立法院決議及行政院指示，亦將影響IPP增、減供電能調度。」（參本院卷即107年度訴更二字第99號卷第231頁）「……㈡調度順序如與每度燃料成本（能量電費）高低順序不同，其主要考量除合約限制已於第十三題回答，其他因素詳述如下：……㈢每度燃料成本（能量電費）不定期受燃料供應價格波動影響，且系統調度除受上述因素限制外，不同時段系統狀況亦相異，故無法依原表表列年度燃料成本（能量電費）及調度順序，……。」（詳本院107年度訴更二字第99號卷第232頁）⑶監察院調查意見表示：「惟據審計部調查指出，台電公司

每日對中載機組併聯維持低載運轉或加入AGC之機組數及出力值多寡之規劃，並無一作業規範或判斷機制以資遵循，……多賴調度人員之經驗判斷，是有負載下降（上升），調度人員卻指令成本較低（高）之機組先降（升）載；……，購電調度是否經濟，不無疑義。」（詳本院107年度訴更二字第99號卷第233頁以下即234至235頁）。

８、據上，本件參加人依據PPA之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」等原則向各IPP調度發電，因購售電費率中「能量費率之高、低，並非參加人是否優先調度發電」要件，且「能量費率」於原告等IPP間並無競爭關係，則原處分所指原告等IPP「合意拒絕調整與參加人間之購售電費率，已足以影響國內發電市場之供需功能」，而違反公平法第14條第1項則更不可能成立。且查被告以一己假設虛擬且與現實PPA約定之電力調度、購售電費率等完全不同「發電市場」，並據以主張本件PPA「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。易言之，原先25年期PPA合約下之所有交易條件皆處於浮動狀態，可透過協商而改變，則IPP間實際上可以藉協商更改PPA的價量關係，而藉由不同之條件組合互為競爭」云云，參照前揭PPA契約內容（購售電費率修正約定及契約5年修約約定）及本件IPP設立及背景等說明（即六（二）５），併有關保證時段及保證時段買定約款（take-or-pay，此為IPP願意投入民營電廠高投資慢回收之保證）等說明，足證原告上開主張，核與本件IPP設立、運轉等經濟實質均不相同，核無足採。

（五）本件原告等IPP基於「合約一體適用原則」，就本件原處分所指發電市場及訟爭購售電費率協商下，並不具競爭關係，而原處分界定發電市場錯誤詳如上述（按本件IPP在當時電業法等規範下，獨一買方參加人為垂直整合綜合電業《包含發電業、輸配電業、售電業》，IPP為賣方，而依據PPA契約，訟爭購售電費率固定、契約重要條件各IPP原則上一體適用、應接受參加人電力調度、售電數量及價格亦繫於參加人之調度與否而固定），因此參加人基於「合約一體適用原則」，提出方案，並要求原告等IPP業者集體協商，則本件認定原告等IPP業者有聯合行為之「合意」，證據亦嫌不足。

１、本件原處分所指IPP拒絕協商之過程，確實因參加人主導及堅持一體適用。先以第一階段業者長生公司及第三階段業者星能公司協商過程為例，說明如下：

⑴參照長生公司本院107年度訴更二字第111號（第575頁至

582頁）（108年5月3日行政訴訟補充理由(三)狀）附表1、附表2歷次協商會議過程一覽表。自97年9月4日至100年4月11日止（100年4月12日起至101年6月18日止未有協商），係由參加人訂立一套公式（即將原PPA約定之折現率更改為依十年期公債殖利率浮動調整資本費（率），由參加人或能源局前後計8次召集原告等IPP業者共同討論，但未達成協議。自101年6月19日起至101年12月14日止，參加人與長生公司召開5次會議，再由參加人提出「ROA及資本費隨利率浮動調整方案」（未達協議）及「資本費率隨利率浮動調整方案」（101年11月12日第4次會議提出，請長生公司研議後回覆）後，經參加人與長生公司101年12月14日最後一次協商（即個別協商第5次協商會議），就參加人提出「資本費隨利率浮動調整」方案獲初步共識（略以長生公司101貸款餘額為基準，計算因市場利率下降所減省之利息費用，回饋與參加人，並溯及自101年12月1日起生效，按所有IPP間均相同），嗣101年12月16日長生公司函參加人同意開會協商，參加人及長生公司並於102年3月間換文修約。

⑵參照本院107年度訴更二字第111號卷長生公司之統計附表

1、2（第1043頁至1060頁），可知自97年9月4日至100年1月4日止，計4次協商，均係由參加人依據台經院資料提出「IPP購電費率率浮動調整機制」方案為與原告等IPP業者共同討論，但未達成協議。及經濟部能源局於期間（至100年4月11日止）召開二次共同調處均未達成協議。又自101年5月28日，參加人原則上以第三階段以天然氣為燃料設立之國光、星能、森霸、星元等公司共同協商會議計10次，並以參加人提出之「IPP超過合理利潤（例如ROA=3%）部分應回饋全民」及「資本費率隨利率浮動調整」（另增加容量因素）等方案為協商草案，期間並由能源局再召開4次以參加人提出上開方案為主之協調會議。嗣參加人與國光等4家公司於102年1月15日協商會議達成協議；參加人並與星元公司等第三階段之IPP於102年1月28日作成之協議書，其中利息差額回饋參加人部分並均於000年00月0日生效。

⑶而第三階段森霸公司，即本院107年度訴更二字第115號卷

第328至331頁時序表，核與前揭星能公司無太大差異。又因參加人101年5月以後提出「ROA利差回饋方案」等包含第三階段設立之國光公司等4家IPP與參加人簽立之PPA特別約定之「容量因素」問題（而第一、二階段之IPP無此問題）；故上開分別以第一、二階段與第三階段分別擇一IPP業者為說明（按最後協商結果，容量因數方案也是一體適用於第三階段，應併敘明）。

⑷由上證據可知，由參加人主導之本件系爭協商，一開始即

係由參加人提出協商方案，要求原告等IPP一體適用，自101年5月後，雖將第三階段設立IPP業者與其他IPP業者區隔而為「個別」協商，但：

①參加人及能源局等提出協商建議方案（無論是購售電費率隨利率浮動調整、資產報酬率ROA超過部分回饋、借款餘額之利息差額回饋）方案，均僅與容量費率中資本費率相關，而與能量費率全然無涉。參照證人蔡志孟（參加人員工）於本院原審準備程序亦證稱參加人提出協商方案與容量費率或能量費率均無關聯：「『資產報酬率ROA大於3%，超過60%部分回饋台電』方案為純粹獲利的回饋，與能量、容量費率無關。『借款餘額之利息差額回饋台電』為算後以利差的部分作扣項、減項，亦不涉及能量、容量費率的計算。」等語即明。且於被告及參加人主張之個別協商時前開「ROA方案」不但對第三階段設立之國光公司等4家IPP業者提出，同時亦對於第一、二階段長生公司等IPP業者（101年6月19日）提出。

②第3階段成立之國光、星能等4公司（IPP）最後與參加人協議（合意）約，係IPP業者應將利率下降所減省之貸款利息費用，反映於資本費之減少（亦即原告貸款餘額之利息差額應回饋參加人)，而減少公式則為原告之貸款餘額乘以利率差額（以參加人88年平均借款利率扣除前一年五大銀行新承作放款利率），故修約方案並未更動購售電合約所約定之容量費率或能量費率。再以第二階段設立之新桃公司為例，最終協議方案「資本費隨利率浮動調整方案」保證發電時段單位容量費率及容量電費計算公式，並未變更原PPA契約內容：協議結果：「資本費隨利率浮動調整方案」基本概念：容量電費總額=原容量電費數額-利差回饋數額而利差回饋數額之計算公式中之參數為「利率差異」、「貸款餘額」、「攤提年限」等，並未更動原PPA購電費率之約定，僅是依照「貸款餘額」及「利率差異」計算每個月扣減容量電費（即參加人獲利部分）之金額。（詳於本院107年度訴更二字第99號卷第1597頁），就參加人與各IPP業者間協商結論言，均是按各IPP業者向銀行借款（貸款）餘額之利息差額回饋參加人」，亦即按各IPP業者每年貸款餘額乘以利率差額，於每月計算（容量）電費時扣減（回饋）予參加人，足證參加人與電業主管機關，對本件修約亦始終主管一體適用（按如前述「容量因數方案」因只有第三階段國光等4家燃氣IPP之PPA中有此規定，故「容量因數方案」僅一體適用於第三階段4家IPP，如上述，亦應再予敘明）。

③甚且，參加人與各IPP業者，雖在101年底間分別達成協議，並再經原告等各IPP內部會議核定後簽協議，除協議內容對各IPP言均一致（讓利參加人），且不論協議何時成立，均一律溯及於000年00月0日生效，亦足證明參加人始終堅持原告等IPP業者應一體適用。此亦由本件訟爭之協議過程中，原告等各IPP業者，針對參加人提出之方案確有提出各自修約方案，然因參加人始終堅持原告與其他IPP業者應一體適用，不願討論各IPP提出之對應方案，亦為明證。

⑸綜上，本件原處分所指IPP拒絕協商之過程，確實由參加

人主導提出協商方案，及堅持所有IPP業者一體適用情事，應先敘明。

２、本件原處分認定參加人與原告等IPP業者協商購售電之過程簡述如第7頁至12頁，而認定原告等IPP合意之證據則記載於第12頁至21頁；然上開證據均非直接證明IPP間有意思聯絡，為「以拖待變」方式聯合拒絕參加人要求調降PPA費率之合意，屬水平競爭事業間彼此對價格為拘束之行為。而上開購售電費率中，關於非保證時段之能量費率（即燃料成本）之協商，業經於97年間協商完成，此參原處分第10至11頁記載亦明（5.台電公司與6家IPP業者於民國96年10月29日再次召開燃料成本（費率）調整機制之協商會議，雙方合意修訂後之燃料成本（費率）調整機制自96年10月9日起實施，且不溯及既往。台電公司並於民國96年11月26日發函於長生、嘉惠、新桃、森霸、國光、星能及星元等7家燃氣民營電廠，將購售電合約中之燃料成本（費率）調整公式之分子由「前一年甲方天然氣發電平均熱值成本」（按：第一階段及第二階段合約之規定為「甲方前一會計年度相同燃料全部機組之平均燃料成本」，第三階段合約之規定則為「前一年甲方天然氣發電夏月或非夏月平均熱值成本」）換文修訂為「台灣中油公告之發電用天然氣價格所計得之熱值成本」。此調整自96年10月9日起實施。此外，原告、和平公司亦於相當密接期間，於同年12月分別發函要求台電公司調整購售電費率，並於97年完成燃料成本部分之調整。6.上開能量電費計價公式調整後……）」等語即明，即上開燃料成本協議過程，參加人本依據如參加人與第一、二階段開放之原告等5家公司PPA契約（例如參加人與新桃公司間PPA契約第54條）「基於合約一體適用之原則」與IPP協商並達成協議。再參照原處分購售電費率之結構，原處分所指本件涉訟「IPP購電費率隨利率浮動調整機制協商」應即指「容量費率」即反映電廠投資固定成本主要是「資本費率」部分，詳如上述。而資本費率僅涉及各IPP業者保證時段發電量電費計算，而保證時段（以資本費率為主容量費率加能量費率）並不具競爭因素，無法為公平法上（界定）市場競爭又詳如上述，因此本件原處分認定原告等IPP間有意思聯絡，為「以拖待變」方式聯合拒絕參加人要求調降PPA費率（容量費率中資本費率，如前述屬保證時段，不具競爭因素）之合意，屬水平競爭事業間彼此對價格為拘束之聯合行為，本失所據。

３、次查，參加人於本件訟爭協商程序中，先於97年9月4日起提出之「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」方案，次於101年5月17日起再提出ROA方案（即：IPP「超過合理利潤」（如ROA=3%）部分，60%回饋給全民，其餘40%歸業者所有）上開方案，均由本件參加人（獨一買方且為垂直整合綜合電業《包含發電業、輸配電業、售電業》，且PPA將購售電費率固定、IPP發電應接受參加人集中電力調度《因此彼此間無法以價、量為競爭》）提出，並邀集各IPP業者一同集會協商（且一體適用），因此從此角度言，各IPP業者組成協進會討論本件「購售電費率」似亦為因應獨一買家即參加人之要求；同理，各IPP業者（原告麥寮公司除外）於101年5、6月間召開媒體公關公司因應當時社會攻擊（容量費率造成）參加人向IPP購電成本過高之會議，或亦不能單以IPP間組成協進會及所為決議，即足證明IPP間有聯合行為。況查如前述本件協商修約最後協議內容（詳如本院107年度訴更二字第99號卷第1592頁至1596頁之各IPP內容差異分析表）並未實質變動原PPA契約之購售電費率，且以參加人與原告新桃公司間最後協議結果（依參加人提出之「資本費隨利率浮動調整方案」為張本，保證發電時段單住容量費率及容量電費計算公式，未變更原PPA契約內容）：「資本費隨利率浮動調整方案」基本概念：容量電費總額=原容量電費數額-利差回饋數額而利差回饋數額之計算公式中之參數為「利率差異」、「貸款餘額」、「攤提年限」等，並未更動原PPA購電費率之約定，僅是依照「貸款餘額」及「利率差異」計算每個月扣減容量電費（即參加人獲利部分）之金額（詳於本院107年度訴更二字第99號卷第1597頁）為例而言，參加人與電業主管機關，對本件原告等IPP業者修約亦始終主管一體適用、協商內容一律溯及於000年00月0日生效、協商過程中參加人對部分IPP提出之方案均以不予討論等拒絕（亦詳如上述），因此本件發電市場在獨一買方參加人（為垂直整合綜合電業《包含發電業、輸配電業、售電業》）提出協商方案且堅持所有IPP應「一體適用」之前述情狀下，以原處分認定原告等IPP間有默示合意之間接證據，自難認已經充分證明。

４、且查，依前述各IPP均積極參與參加人及能源局主導之協商，且原處分所指協進會議記錄，或乃因前述獨一買家於協商過程中，始終要求各IPP一體適用其提出建議協商方案故，兼查原處分亦對原告等各IPP亦均針對參加人方案，確有各自表達無法接受理由（諸如99年4月27日協進會會議紀錄載有：「9家IPP的狀況各自不同，有競比價格及公告價格、能量及容量配比不同、外資/新股東加入等，9家IPP能否有一致做法仍未知。」101年6月25日協進會會議紀錄載有：「……有關能源局要求各IPP提出『誠意』方案，因各家考量不同，無法共同提出同一共識方案，所以由各家自行考量，……」。101年10月3日協進會會議紀錄載有：「能源局要求各IPP電廠提供貸款利率(敏感數據)。各家民營電廠大部分為公開發行公司，建議依各公司公開資料及自行決定提報利率回函能源局。」等），及提出協商方案，及各自不能同意之商業上及未經董事會同意等理由，認定仍構成聯合行為之合意（即不採原告等抗辯非合意為聯合行為）之理由。綜上，本件原處分認定原告等IPP合意為聯合行為之證據，亦有未足。

５、末查，本件原處分以IPP（透過協進會之運作）因意思聯絡，為「以拖待變」方式，聯合拒絕參加人要求調降PPA費率之合意，屬水平競爭事業間彼此對價格拘束之行為，而違反（行為時）公平法第14條第1項規定（詳原處分卷第22頁）。然參照上開本院認定之事實經過及說明：

⑴有關非保證時段之能量費率（即燃料成本）之結論，主要

原則，是將購售電合約中之燃料成本（費率）調整公式之分子由「前一年甲方天然氣發電平均熱值成本」（第一階段及第二階段「甲方前一會計年度相同燃料全部機組之平均燃料成本」，第三階段合約之規定則為「前一年甲方天然氣發電夏月或非夏月平均熱值成本」）修訂為「台灣中油公告之發電用天然氣價格所計得之熱值成本」（以7家燃氣業者為例），簡言之，將參加人與原告等IPP原約定前一年之天然氣價格，改為即時反應，因此上開修約，原則上並無對原告等IPP或參加人何人有利問題。但本件訟爭協商結果，確實屬IPP業者對參加人之「讓利」，以理性之市場言，單純要求賣方一致同意買方降低買價之要求下，強求賣方接受；就本件獨一買方參加人言，參加人似有利用其獨占買方地位為「限制競爭」不公平行為。然被告對此漠視，對照本件原處分，亦有未洽。

⑵原處分雖以96年至100年底期間，參加人與IPP間合意修訂

燃料成本費率調整機制，受惠利差達136億元云云，然上開將發電燃料將原前一年之天然氣價格，改為即時反應結果，以今年初（石油，假設為天然氣之調降）價格短期內標急遽下降情況，參加人恐因採用原前一年之天然氣價格計算能量費率時，應大幅對IPP業者支出能量電費。因此本院認能量費率（即燃料成本）合意結論並非偏在於何方，原則上沒有何方得利問題，原處分此部分論述，亦有未見事實之情事。同理本件有關容量費率之協商，是真實的IPP讓利，而獲利又為參加人一方，兼以參加人為國營事業，被告本件原處分認定本件發電市場為競爭市場，但卻允許獨一買家參加人前述「限制競爭」行為行徑，邏輯上並非一致。

⑶又參加人於本件協商至少提出三個方案，其間電業主管機

關能源局在原告所提三個方案中，又扮演積極角色鼓吹參加人方案，同時本件參加人與IPP間主要協議達成時約在101年底，斯時原處分尚未作成，因此原處分認本件容量費協商期間（三方案至少三段期間，均不脫容量費率之資本費），原告均一致合意使用以拖待變方式為拒絕協商云云，容亦有疵議。同時被告本件原處分展開調查及為原處分之時間點，易讓人發生政府機構公權力聯手參加人壓迫IPP之譏。

⑷末查，原處分以依照「經濟調度」原則，在台電公司較低

成本之發電機組均已滿載發電之情況下，向民營電廠購電，可替代台電公司較高成本之汽力燃氣、汽力燃油及輕油機組發電，而有效降低系統發電成本，提升台電公司之營運績效（原處分第29頁）等語，更有將本件參加人是發電市場獨一買家，而電力調度又為參加人集中獨享，不容各IPP置喙，因此參加人如何「有效降低系統發電成本，提升其之營運績效」，尚非競爭之發電市場賣方（就本件IPP言為賣方）應考量之問題，亦應併予敘明。

⑸另報載離岸風力發電業者對政府（參加人）更改契約之前

階段購電價格（購售電費率）集體表達不滿，如依照本件邏輯，被告似應儘早列入調查有無聯合行為，但被告經IPP業者質疑後，迄今仍無發動調查跡象，綜上，IPP質疑被告角色亦非全然無的放矢。

６、參照上開一體適用之說明，被告主張參加人與IPP間本件調整訟爭購售電費率協商事實，實際上僅就本件容量費率中重要因素資本費之協商，未包含非保證時段之能量費率，因此本件無競爭關係，亦應再予敘明。

八、綜上，本件被告忽略原處分「發電市場」，為獨一買方即參加人且同時又為發電、輸配電業、售電業垂直性綜合電業，同時（參加人）又可藉PPA約定之「經濟調度」（「優良電業運行慣例」控制本件賣方即原告等IPP業者之發電量併價格；換言之，原告等IPP根本無法依約以產量及價格爭取與獨一買家（參加人）爭取交易機會，即不會發生任一IPP（於非保證時段）在履約階段為價格調整後，其他IPP業者有供給替代可能情事，即本件被告原處分市場界定尚有錯誤，原告等IPP間不存在競爭關係，且在履約階段亦不存在潛在競爭關係（被告原處分根本未提出任何證據及說理履約階段之潛在競爭關係），而對界定「發電市場」發生錯誤。因此原處分認為原告等IPP等透過協進會之運作，為「以拖待變」方式，聯合拒絕與參加人要求調降PPA費率之合意，達到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，有違行為時公平交易法第14條第1項之規定，參照前開理由及論述，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等IPP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，為有理由，應予准許。又本件事證已臻明確，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 109 年 5 月 13 日

臺北高等行政法院第四庭

審判長法 官 林惠瑜

法 官 鄭凱文法 官 洪遠亮

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 109 年 5 月 13 日

書記官 陳德銘