公平交易法
最高行政法院(行政),上字,109年度,818號
TPAA,109,上,818,20220620,1

最 高 行 政 法 院 判 決
109年度上字第818號
上 訴 人 公平交易委員會

代 表 人 李鎂
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 曾文生
被 上訴 人 新桃電力股份有限公司


代 表 人 長谷川貴之
訴訟代理人 陳信宏 律師
白梅芳 律師
李宗德 律師（兼送達代收人）
複 代理 人 楊宜蓁 律師
上列當事人間公平交易法事件，上訴人對於中華民國109年5月13
日臺北高等行政法院107年度訴更二字第99號判決，提起上訴，
本院判決如下：
　　主 文
原判決廢棄。
被上訴人在第一審之訴駁回。
第一審及上訴審訴訟費用均由被上訴人負擔。
　　理 由
一、上訴人代表人由黃美瑛變更為李鎂；被上訴人代表人由吉賀 博變更為長谷川貴之；輔助參加人代表人由楊偉甫變更為曾 文生，茲分據新任代表人具狀聲明承受訴訟，核無不合，合 先敘明。　
二、經濟部為解決輔助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 月及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年起有被上訴人、訴外人麥寮 汽電股份有限公司（下稱麥寮公司）、長生電力股份有限公 司（下稱長生公司）、和平電力股份有限公司（下稱和平公 司）、國光電力股份有限公司（下稱國光公司）、嘉惠電力 股份有限公司（下稱嘉惠公司）、森霸電力股份有限公司（



下稱森霸公司）、星能電力股份有限公司（下稱星能公司） 及星元電力股份有限公司（下稱星元公司）等9家民營發電 業者（Independent Power Producer，下稱IPP業者），並 經輔助參加人分別與上開9家IPP業者簽訂購售電合約（Powe r Purchase Agreement，下稱PPA），由渠等依PPA所訂定之 購售電費率計價售電予輔助參加人。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，被上訴人、國光公司、長生公司、嘉惠公司、森 霸公司及星能公司聯名向輔助參加人要求修訂PPA之燃料成 本（費率）調整機制（麥寮公司、和平公司為燃煤發電廠， 星元公司當時尚未商轉）。輔助參加人自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。嗣輔助參加人依上述協商會議結論及因麥寮公司 、和平公司分別於96年12月發函要求調整購售電費率，自96 年10月間起至97年間陸續完成上開能量電費計價公式調整後 ，輔助參加人持續與各家IPP業者就購售電費率結構因利率 調降部分研議調整機制進行協商，分別於97年9月4日、10月 9日及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率調整機制之 合意。復經輔助參加人於101年6月15日報請經濟部能源局（ 下稱能源局）介入協處其與國光公司、森霸公司、星能公司 及星元公司等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，被上訴人及其他8家IPP業者仍未同意接受提出之協 處方案。嗣經上訴人主動立案調查結果，以9家IPP業者為在 臺灣地區少數經政府特許成立向輔助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 彼此不與輔助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，聯合拒絕與輔助 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（即104年2月4日修正前）公平交易法第14條第1項 「事業不得為聯合行為」之禁止規定，乃依同法第41條第1 項前段、第2項暨「公平交易法第10條及第14條情節重大案 件之裁處罰鍰計算辦法」之規定，以102年3月15日公處字第 102035號處分書（下稱原處分）命被上訴人及其他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（被上訴人部分裁罰金額為新臺幣 580,000,000元）。9家IPP業者均不服，分別提起訴願，訴 願決定將原處分關於罰鍰部分撤銷，由上訴人另為適法之處 分，其餘部分訴願駁回。被上訴人就訴願駁回部分不服，提 起行政訴訟，經臺北高等行政法院（下稱原審）102年度訴 字第1715號判決撤銷訴願決定及原處分關於認定被上訴人違 反行為時公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上 訴人立即停止該違法行為部分。上訴人提起上訴，經本院10 4年度判字第330號判決廢棄發回，經原審以104年度訴更一 字第64號判決（下稱更一審判決）撤銷訴願決定及原處分關 於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規 定及命被上訴人立即停止該違法行為部分。上訴人不服，提 起上訴，再經本院107年度判字第489號判決（下稱本院前次 發回判決）廢棄發回，經原審更為審理後，再以107年度訴 更二字第99號（下稱原判決）為「訴願決定及原處分關於認 定原告（即被上訴人）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。」之判 決。上訴人不服，遂提起本件上訴，並聲明：原判決廢棄， 訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平交易法第14條 第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止前項違法行為 部分均予維持。
三、被上訴人起訴主張及上訴人暨輔助參加人在原審答辯及陳述 ，均引用原判決所載。
四、原判決撤銷訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平 交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止 該違法行為部分，係略以：㈠原處分界定發電市場錯誤，故 原處分應予撤銷：1.依106年1月26日電業法修正前第2條、 第3條、第4條、第9條、第17條、第20條、第22條、第23條 規定、經濟部83年1月28日(83)經能字第1104號函意旨、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、輔助參加人設定招標資料及PPA約定購售電費率契約要 件可知，被上訴人等IPP業者依據上開電業法相關規定，應 經輔助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。本件開放IPP業者發電當時電業法將電業權 區分為3種（即發電業、輸電業、配電業），且3種電業權營 業區域亦係分別授與而不同。是IPP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」市場加以區隔，不可混為一談。2.依原處分



內容，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，致達 到推論全島為一地理市場之結論。至輸、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），雖該市場因現階段由輔助參加人獨占不 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，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，則原處分所為市 場界定及聯合行為之分析，自不足採。3.依上訴人提出之專 家意見書即莊春發教授，獨立電廠公平交易法處分案專家證 詞一文，據輔助參加人外購電力之統計表顯示，除輔助參加 人以綜合電業自有電廠發電外，輔助參加人向IPP業者外購 電力僅約占76％，尚有24％以上係向汽電共生、再生能源業者 等外購。原處分以PPA為限界定之「發電市場」，僅占輔助 參加人外購總電力之76％，尚有汽電共生電廠、再生能源電 廠，提供相同之電力商品（約占24％），顯見原處分界定「 發電市場」時，前後不一且互相矛盾。原處分就市場界定暨 一體兩面之競爭關係，亦因認定事實基礎有誤，而無足採。 ㈡依開放發電業作業要點及當時電業法規定成立之民營發電 廠即被上訴人等IPP業者，及簽立之PPA，尚未達發電自由化 程度，因此各IPP業者間無競爭關係，原處分界定發電市場 認有競爭關係，亦有錯誤：1.於106年電業法修正後，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模式2（ 即開放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之輸電業者，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）之 型態。而本件IPP業者在當時電業法等規範下與輔助參加人 簽立PPA，就購售電費率固定、契約重要條件各IPP原則上一 體適用、應接受輔助參加人電力調度、售電數量及價格亦繫 於輔助參加人之調度與否而固定等綜合以觀，IPP業者間或 輔助參加人與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，原處分以本件無水平競爭關係之行為 主體即被上訴人等IPP業者，界定發電市場即屬有誤。2.況 本件IPP業者受限於與輔助參加人間PPA約定，致垂直整合電 業（輔助參加人）於獨占本件發電市場買方情狀，不存在被 上訴人等IPP業者，可藉由調整發電躉售價格（即購售電費 率）使輔助參加人能轉換購買其他IPP業者發電來源的可能 性，因此原處分以被上訴人等各IPP業者在本件發電市場上



有競爭關係，並不足採。3.依原處分理由行為主體記載之 內容，其僅著眼於電力（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輔助參加人，且自獨一 買方角度觀察，本件發電市場上IPP業者提供之「商品」為 電能，輔助參加人為唯一買受者買受後，經由其提供輸、配 電系統，係將電能（力）運送或配送至特定消費者，所提供 者為「服務」，並非物理性質電力商品，原處分顯將本件將 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，就本件發電市場之界定，自有違誤。況依 原處分調查結果記載之內容，其將汽電共生、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」，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，核與上訴人所稱 及以電能（力）物理性質定義發電市場（上訴人主張原處分 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，而其因此所為IPP業者間有競爭關 係之分析及理由，亦失所據，實無足採。4.輔助參加人與各 IPP業者間簽立之PPA均為25年之長約，且輔助參加人為該長 期契約之獨一買方，又為（發電、輸配電業、售電業垂直性 電業）綜合電業，各IPP業者無法在公平交易法市場界定規 則下，納入市場，即無公平交易法上之競爭關係。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」，顯有誤會而不足採。5.又依原處分界定之本件發電市 場，若真有競爭關係，輔助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及97年 間完成燃料成本部分之調整，以一體適用集體協商方式與被 上訴人等燃氣IPP業者達成協議。且本件「IPP購電費率隨利 率浮動調整機制」（前階段）協商，亦均由輔助參加人擬定 方案，要求被上訴人等IPP業者一體適用，同亦屬輔助參加 人利用獨占買方之絕對優勢市場力所為「限制競爭」，上訴 人不追究輔助參加人限制競爭之不公平競爭，反積極保護獨 占買方之絕對優勢買方市場力之輔助參加人，而課本件賣方 即被上訴人等IPP業者聯合行為責任，亦足疵議。6.本件發 電市場界定錯誤，則不論是PPA購售電費率或輔助參加人要 求調降PPA購售電費率，而原處分認被上訴人等IPP業者合意 拒絕協商之聯合行為，均不可能發生限制競爭，亦不會構成 本件聯合行為，是原處分自有未洽。㈢IPP業者與輔助參加人 簽立之PPA中「購售電費率」整體排除被上訴人等IPP業者相



互之競爭意願，即無競爭關係：1.被上訴人於保證時段，除 電廠應停機檢修（原則上亦依輔助參加人指示於非夏季輔助 參加人供電之尖峰時間為之）外，均應滿載發電，故保證時 段並無「所謂依經濟調度或是否依照能量費率高低優先調度 」問題，即被上訴人與其他IPP業者間，就保證時段無競爭 關係。又以輔助參加人為唯一買方之PPA購售電費率之規定 ，於該契約存續期間或契約此部分約定變更前，輔助參加人 就各IPP業者保證時段購買之電力商品之價格及數量均屬固 定，足證保證時段，本件電力商品之價、量均屬固定，即被 上訴人等各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。而輔助參加人對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。因此，於PPA存續且尚未變更期間，9 家IPP業者於保證時段內發電之電力商品，對唯一買方輔助 參加人言，並無相互替代之可能，即無競爭狀態。是保證時 段不具競爭關係，自不能納入本件界定發電市場之範圍。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。上訴人及輔助參加人主張「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，亦難認正 確的界定本件發電市場。2.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輔助參加人於非保證時 段向被上訴人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，且經明訂於PPA，因此 在PPA存續及有效期間，不論是輔助參加人或各IPP業者，均 不能且無法變動。又不論能量費率如何調整，諸如原處分敘 述輔助參加人與被上訴人等6家燃氣IPP業者（不包括燃煤之 和平公司及麥寮公司）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）可知，本件發 電市場之供給者即9家IPP業者，均因決定調度非保證時段之 電力決定權在輔助參加人，即不可能控制非保證時段之發電 量。因此，IPP業者於非保證時段亦無法控制產量及價格， 就原處分界定之發電市場言，並無競爭可能。⑵在本件輔助 參加人獨一買方PPA架構下，因電力調度全由輔助參加人控 制，且PPA付款架構乃著重於不論IPP業者之發電有無被調度 ，固定成本均會透過保證時段之容量費率，變動成本則透過 非保證時段之能量費率轉嫁至輔助參加人，且因各IPP業者 所生產之電力僅能售予輔助參加人，故亦不承擔銷售之風險 。是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（輔助參加人）爭取交易機會，並不會發生任一 IPP業者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。是本件以能量費率為計費之非保證時 段，亦因在各IPP業者間無競爭因素，即就原處分界定之發 電市場言，並無競爭可能。至輔助參加人於原審提出之更2 附表1、參證15、16等證據，並無法證明非保證時段之能量 費率，於原處分界定之發電市場，形成任何價、量或供需之 競爭因素。⑶另就燃煤發電之和平公司、麥寮公司言，以102 年度為例，其發電機組已全日滿載發電，猶未能達到輔助參 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輔助參加人爭取更多交易機會。 且燃煤之IPP業者燃料成本遠低於燃氣IPP業者，實無法想像 輔助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。而燃氣IPP業者之燃料即天然氣，受限於天然 氣供應量，每年可供應輔助參加人之發電量總量固定，兼PP A明定燃氣業者之容量因素等事由，足證燃氣IPP業者每年度 總發電量受限制。以燃氣IPP業者森霸公司為例，就非保證 時段而言，森霸公司等燃氣IPP業者因受限於燃氣機組容量 因素等限制，於非保證時段依約亦無多餘發電量可供應輔助 參加人調度，自無原處分所示，任一燃氣IPP業者得與其他I PP業者以價量互為競爭可能性。準此，原處分購售電費率有 關非保證時段能量電費部分，各IPP業者間亦無競爭關係。3 .依據輔助參加人與各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 要之資本費率乃採明文約定，且並無任何調整機制。因此， 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業者與輔助 參加人間分別形成一市場，則會形成沒有市場內之既成競爭 ，故本件不但無競爭關係，亦無潛在競爭關係。㈣原處分界 定發電市場錯誤，致認定被上訴人等IPP業者合意拒絕調整 與輔助參加人間購售電費率，足以影響發電市場之供需功能 ，違反公平交易法聯合行為，不能採據：1.輔助參加人依「 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。至輔助參加人向何IPP業者、何時 間、調度多少電力、電度價格為何，悉由輔助參加人依「經 濟調度」原則為之，各IPP業者依約僅能無條件配合輔助參



加人之電力調度發電，故IPP業者彼此間，在獨一買方輔助 參加人操控下，無價、量之競爭關係。2.輔助參加人依據PP A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，並非輔助參加 人是否優先調度發電要件，且能量費率於IPP業者間並無競 爭關係，則原處分所指被上訴人等IPP業者「合意拒絕調整 與輔助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」，而違反行為時公平交易法第14條第1項規定， 則不可能成立。㈤被上訴人等IPP業者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，原處分認定有聯合行為之合意，證據亦嫌不 足：1.參照長生公司、星能公司、森霸公司與輔助參加人之 協商過程，足證係由輔助參加人主導提出協商方案，且堅持 所有IPP業者一體適用。甚且，輔助參加人與各IPP業者，雖 在101年底間分別達成協議，除協議內容對各IPP業者均一致 （讓利輔助參加人），且不論協議何時成立，均一律溯及於 101年12月1日生效，亦足證明輔助參加人始終堅持被上訴人 等IPP業者應一體適用。2.原處分認定被上訴人等IPP業者合 意之證據均非直接證明IPP業者間有意思聯絡，為「以拖待 變」方式聯合拒絕輔助參加人要求調降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。而購售電費率中 ，關於非保證時段之能量費率之協商，業經於97年間協商完 成。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。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 證時段並不具競爭因素，無法為公平交易法上界定市場競爭 ，因此原處分認定被上訴人等IPP業者間有意思聯絡，為「 以拖待變」方式聯合拒絕輔助參加人要求調降PPA費率之合 意，屬水平競爭事業間彼此對價格為拘束之聯合行為，本失 所據。3.輔助參加人於本件訟爭協商程序中，先於97年9月4 日起提出「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」方案，次於1 01年5月17日起再提出ROA方案。上開方案，均由輔助參加人 提出，並邀集各IPP業者一同集會協商，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 買家即輔助參加人之要求。各IPP業者（麥寮公司除外）於1 01年5、6月間召開媒體公關公司因應當時社會攻擊輔助參加 人向IPP業者購電成本過高之會議，或亦不能單以IPP業者間 組成協進會及所為決議，即足證明IPP業者間有聯合行為。 況本件協商修約最後協議內容並未實質變動原PPA之購售電



費率。因此本件發電市場在獨一買方輔助參加人提出協商方 案且堅持所有IPP業者應「一體適用」之前述情狀下，以原 處分認定被上訴人等IPP業者有默示合意之間接證據，自難 認已經充分證明。㈥綜上，原處分市場界定有錯誤，被上訴 人等IPP業者間不存在競爭關係，且在履約階段亦不存在潛 在競爭關係，其認為被上訴人等IPP業者透過協進會之運作 ，為「以拖待變」方式，聯合拒絕與輔助參加人要求調降PP A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，核有違誤等語，因將訴願決定及原處分關 於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規 定及命被上訴人立即停止該違法行為部分均予撤銷。五、本院按：
(一)行為時公平交易法第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。」第7條第1項、第2項、第3項規 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：「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，……」 蓋公平交易法對事業為聯合行為之禁止規範，旨在於防止具 競爭關係之複數事業，藉由合意採取共同行為之方式，相互 約束事業活動，以達限制競爭的目的。而聯合行為之構成要 件為：⑴行為主體係具水平競爭關係之事業；⑵透過合意方式 （意思聯絡），即指事業間具有契約、協議或其他方式之合 意；⑶事業間之合意係對商品或服務之價格、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 予以決定；⑷聯合行為對市場之影響：須足以影響生產、商 品交易或服務供需之市場功能。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。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。
(二)聯合行為之上開要件中，有關「行為主體係具水平競爭關係 之事業」及「須足以影響生產、商品交易或服務供需之市場 功能」部分，須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，且該事業間如透過合意而為 上開限制競爭之行為時，該行為是否足以影響相關市場之供 需功能。所謂相關市場，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 。界定相關市場應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；地理市場係指就 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。在考量產品市場、 地理市場外，並得視具體個案，衡量時間因素對於特定市場 範圍之影響。
(三)就市場界定而言，查我國電力市場尚未完全自由化，僅於發 電階段開放民營，且均為特許事業。IPP業者僅能從事發電 業務，所產生之電力，一律只能躉售予輔助參加人，再由輔 助參加人併同自身生產之電力，售與終端使用者如企業及家 戶。IPP業者依PPA之約定，直接供給電能至輔助參加人電力 系統之變電所（即責任分界點）。而被上訴人與其他8家IPP 業者之營業區域、地理位置、連結輔助參加人電力系統之變 電所（即責任分界點），固不相同，各IPP業者供給電能之 區域，僅限於中央主管機關核准之營業區域，即僅能供應至 PPA所約定之變電所（即責任分界點)，並無法直接供電予約 定責任分界點以外之區域或變電所。但我國本島係屬單一電 力網，各IPP業者廠址雖位於不同區域，惟其電力透過變電 所輸送予輔助參加人後，輔助參加人於全國縣市所生之購電 需求，得跨區統籌調度9家IPP業者所提供之電力，並可透過 調度之方式，向任一IPP業者購電，則任一IPP業者之地理市 場應及於全國，而非僅限於該IPP業者受核准之營業區域。 且各IPP業者間所提供之電力特性相同，具有高度需求或供 給替代性，輔助參加人即有於各IPP業者間選擇或轉換交易 對象之可能。茲據輔助參加人外購電力狀況及電力來源負載 曲線圖以觀，輔助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，責任分界點（即PPA 所約定各IPP業者送電之變電所）作用僅係在確認分界點兩 側電力設備之產權及維護責任歸屬，並以該處所設電錶核計



傳輸之電量，目的在釐清契約雙方之權利義務，與市場界定 考量因素無關。又因電力無法儲存，故IPP業者須於發電後 即輸配送電予輔助參加人，再由輔助參加人供電予用電者， 且發電之調度亦須考量電力系統之安全運轉及供電品質，依 照經濟調度原則優先調度低能量費率機組以及考量發電限制 予以調度電力。是基於IPP業者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，即可容易地 將渠等所提供之電力輸配送至臺灣本島任一區域，故以臺灣 本島構成一地理市場範圍。而就本件產品市場部分，包括被 上訴人在內之9家IPP業者出售予輔助參加人之產品均為電力 ，渠等出售之電力僅止於發電予輔助參加人之階段，並於完 成供電至PPA所約定之變電所後，其後均由輔助參加人統籌 輸配送電力，是本件產品應為發電階段之電力，並以「發電 階段的電力」為一特定產品市場範圍。故原處分就本件市場 之界定，核屬於法有據。按行政訴訟法第260條第3項規定， 受發回之高等行政法院，應以最高行政法院所為廢棄理由之 法律上判斷為其判決基礎，本院前次發回判決意旨就本件市 場界定業已明示須考量需求替代性，以我國本島為單一電力 網，各IPP業者所提供之電力特性相同，輔助參加人是否容 易於各IPP業者間選擇或轉換交易對象為市場界定方法。原 審未依本院前次發回判決指示之方法審查市場之界定，逕悖 於發電市場電力產品之特性、未自需求替代性論斷，及誤解 原處分以PPA形塑發電市場，並認輔助參加人同時為輸、配 電業者，上訴人不應將電力市場簡化為發電市場為由，而以 IPP業者所屬之發電市場應界定為躉售批發之次級發電市場 ，遽認原處分界定市場有誤云云，即有判決不適用法規、適 用法規不當、理由不備及理由矛盾之情，尚有未合。(四)次就本件9家IPP業者是否具有水平競爭關係，茲論述如下：　　⒈查IPP業者在電力供需之體系中，係相當於輔助參加人之上 游電力供應廠商，彼此間處於同一產銷階段。依各IPP業 者與輔助參加人簽訂之PPA內容觀之，IPP業者出售之產品 均係發電階段之電力，且無論第1、2階段簽約或第3階段 簽約之IPP業者，均就渠等售予輔助參加人之電力區分為 保證（發電）時段及非保證（發電）時段。而就購售電費 率結構而言，參諸前揭PPA所載暨原處分均載明：⑴購售電 費率（A）＝容量費率（B）＋能量費率（C）。⑵容量費率（ B）＝資本費率＋固定營運與維護費率。⑶能量費率（C）＝變 動營運與維護費率＋燃料成本費率＋促進電源開發協助基金 費率（燃煤機組另加計空污費率）。⑷容量費率反映電廠 投資之固定成本，主要為資本費率；能量費率反映變動成



本，主要為燃料成本費率。至購售電費率計算方式：保證 時段發電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）。而依上開PPA約定內容可知， 各IPP業者出售電力產品有保證（發電）時段及非保證（ 發電）時段之約定，暨於不同時段內，購電費率之結構暨 價格之計算亦有不同，然於該2同時段所生產之產品均為 同一產品。保證（發電）時段意旨，IPP業者至少必須提 供之發電量下限及輔助參加人至少必須支付之購電費用（ 即購電價格）；非保證（發電）時段意旨，當輔助參加人 所需電力超過保證（發電）時段之電量時，再額外向各IP P業者加購電力並支付相應之電費。以上開2時段之約定， 對於輔助參加人而言，不論是哪一個交易價格計費之電力 ，均係於購電後統籌調度運用，且該電力產品之供給具有 替代性，是以該2時段之約定，其區別應僅是交易價格之 不同，而均為契約內容與條件之一部分，上開2時段之費 率及交易數量，共同構成輔助參加人完整之購電價格，是 該2時段之約定，始構成一完整之PPA契約內容。本院前次 發回判決意旨已指明，更一審判決將該2時段劃分為不同 產品市場係有違交易習慣及經驗法則，惟原審仍持被廢棄 之更一審判決見解，遽以「如何能不將保證時段與非保證 時段區分看待」，並分別論述9家IPP業者並無水平競爭關 係，為有利於被上訴人之認定，於法即有違誤。　　⒉次就非保證時段之售電，各IPP業者間有無競爭關係乙節。 查依第1、2階段IPP業者與輔助參加人所簽訂PPA第1條約 定：「合約中所使用之名詞，皆定義如下：……經濟調度 ：機組經濟出力值之調度，係指在電力系統安全限制下， 根據經濟調度理論，考慮輸電損失及機組出力上限、下限 等因素，所決定的各機組最佳出力值。最佳出力通常是由 電能管理系統中相關程式計算出來；未受該系統管理者， 依能量費率決定。……」以及第3階段之IPP業者與輔助參加 人所簽訂PPA第1條約定「……電力調度：甲方（按即輔助 參加人）依據優良電業運行慣例考量遞增發電成本、遞增 購電成本（能量費率相同之機組依熱耗率曲線決定）、遞 增輸電損失、電力潮流及其他甲方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。優良電業運行慣例：係指在適用當 時一般電業所遵循之慣例，包括但不限於工程技術及運轉 之考量，以及所使用之設備、方法等及所適用之相關法規



、標準、管制辦法，符合以最低成本達到可靠、安全和有 效率的運轉結果。……」可知，依「經濟調度原則」、「優 良電業運行慣例」，能量費率之高低，確為輔助參加人是 否優先調度購電之重要考量因素，是以能量費率即為非保 證時段之競爭因素。環保及安全因素固為共同前提，然所 彰顯之意義厥為各IPP業者供電均應符合環保及安全之要 求，在該等條件滿足後，輔助參加人實際之調度係以能量 費率之高低為決定依據。IPP業者間就此所競爭爭取者， 係非保證時段內購電數量多寡之交易機會。倘能量費率較 低之前順位IPP業者無法配合調度，輔助參加人須迅即向 次一順位IPP業者調度，以及時進行電力供應。至原判決 固論及輔助參加人提出98年度起向各IPP業者購電資料所 示調度電力情形，非保證時段費率較低之第1、2階段燃氣 IPP業者（即：被上訴人、嘉惠、長生公司）調度較少之 情，惟考其原因，係由於依輔助參加人與各階段燃氣IPP 業者簽訂之PPA中，皆已載明以天然氣用量來限制全年最 高可購（售）電量，則輔助參加人如要增加調度，須IPP 業者願意且符合本身能夠增發之天然氣用量，始得以配合 調度。而被上訴人、嘉惠公司函復輔助參加人，以受限於 發電燃料供氣合約（被上訴人、嘉惠公司）及能量電費不