公平交易法
最高行政法院(行政),上字,109年度,846號
TPAA,109,上,846,20220616,1

最 高 行 政 法 院 判 決
109年度上字第846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 星元電力股份有限公司

代 表 人 湯榮清
訴訟代理人 許博森 律師
宋皇佑 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110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、本件上訴人代表人已由黃美瑛變更為李鎂，被上訴人代表人 已由張國鑫變更為湯榮清，已據其等分別具狀聲明承受訴訟 在卷，經核於法均無不合。另輔助參加人（下稱參加人）代 表人則由楊偉甫變更為曾文生。
二、爭訟概要：
　㈠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，分別於民國84年1月、84年8月、88年1月、9 5年6月分3階段4梯次開放民間經營電廠，自88年起經審核通 過並實際運轉之國内民營電廠，依次有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）、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）、星能電力股份 有限公司（下稱星能公司）及被上訴人等9家民營發電業者 （Independent Power Producer，下稱IPP業者或IPP）。該



9家IPP業者已分別與參加人簽訂購售電合约（Power Purcha se Agreement，下稱PPA），約定依PPA訂定之購售電費率計 價售電予參加人。
　㈡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，長生公司、嘉惠公司、新 桃公司、森霸公司、國光公司、星能公司（註：因麥寮公司 、和平公司為燃煤發電廠，被上訴人當時尚未商轉，故不在 其列）聯名向參加人要求修訂PPA之燃料成本（費率）調整 機制。參加人自96年8月起陸續與上開6家IPP業者召開協商 會議，於96年9月11日協商會議作成結論，雙方同意將燃料 成本（費率）調整機制修訂為按即時反映調整機制，且雙方 未來應就影響購電費率之各項因素（如利率、折現率）繼續 協商，以符合購售電價格之公平性及合理性。嗣參加人依上 述協商會議結論及因麥寮公司、和平公司分別於96年12月發 函要求調整購售電費率，自96年10月間起至97年間陸續完成 上開能量電費計價公式調整後，參加人持續與各家IPP業者 就購售電費率結構因利率調降部分研議調整機制進行協商， 分別於97年9月4日、10月9日、12月3日進行3次「IPP購電費 率隨利率浮動調整機制協商」會議，惟均無法達成建立購售 電費調整機制之合意。復經參加人於101年6月15日報請經濟 部能源局（下稱能源局）介入協處其與國光公司、森霸公司 、星能公司及被上訴人等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101年9月26日第4次協處 會議，被上訴人及其他8家IPP業者均仍未同意接受能源局提 出之協處方案。
　㈢經上訴人主動立案調查結果，以9家IPP業者為國內少數經政 府特許成立向參加人供應臺灣本島地區電力之事業，彼此間 係處於同一產銷階段，為具有水平競爭關係之國内發電業者 。9家IPP業者於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」等方式，聯合拒絕與參加人協商，已足 以影響國内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（下稱公平交易法）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10 2035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， 並對被上訴人及其餘8家IPP業者分別裁處罰鍰，被上訴人之



裁罰金額為新臺幣1億3仟萬元。9家IPP業者均不服，提起訴 願，經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，而駁回其餘訴願部分。被上訴人就駁回部分不 服，循序向臺北高等行政法院（下稱原審）提起行政訴訟， 並聲明：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 法行為部分均撤銷。經原審以102年度訴字第1750號判決撤 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，經本院以104年度判字第347 號判決廢棄，發回原審更為審理。嗣經原審以104年度訴更 一字第76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。上訴人及參加 人均不服，提起上訴，經本院以107年度判字第510號判決（ 下稱前次發回判決）廢棄原審更一審判決，發回原審更為審 理。復經原審以107年度訴更二字第110號判決（下稱原判決 ）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。上訴人不服，提起本件上訴。
三、被上訴人起訴主張、上訴人於原審之答辯及參加人於原審之 陳述，均援引原判決所載。
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，其主要論據如下：
　㈠原處分界定發電市場錯誤：
　 ⒈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、參 加人設定招標資料及PPA約定購售電費率契約要件可知， 被上訴人及其他8家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内 ，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。是本件IPP業者間若能 形成具競爭因素（經濟學所稱「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。




　 ⒉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。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，因此原處分所 為市場界定及聯合行為之分析，自不足採。
　 ⒊依上訴人提出之專家意見書（即附卷外放之莊春發教授所 撰「獨立電廠公平交易法處分案專家證詞」一文），根據 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，其向IPP業者外購電力僅約占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 分以PPA契約為限，所界定之「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 ，提供相同之電力商品（約占24%）。因此，原處分界定 「發電市場」時，前後不一，且互相矛盾，則原處分就市 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。
　 ⒋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，而被上訴人及其他8家IPP 業者僅能從事上游發電業。原處分藉由「電力網傳輸」、 「電力系統」將發電、輸配電，甚且售電業混為一談為本 件發電市場，顯然將參加人與被上訴人等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；同時對本件發電市場供給者僅限 定為被上訴人及其他8家IPP業者，而完全忽視汽電共生、 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，亦與相關事實不符。
　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 電廠即被上訴人與其他8家IPP業者，所簽立之PPA契約，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：
　　⒈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，直接銷售予實際消費者）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參加人簽立PPA契約，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 與否而固定等綜合以觀，IPP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）；原處分以本件無水平競爭關係之行為主體即被 上訴人及其他8家IPP業者，界定發電市場有誤。　　⒉參照招標及PPA約定購售電費率契約要件可知，IPP業者受 限於與參加人間PPA契約約定，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IPP業者，可藉 由調整發電躉售價格（即購售電費率）使參加人能轉換購 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在本件發電市場上有競爭關係，並不足採。　　⒊依原處分理由欄三、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，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，原處分對本件將發電市場之「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。況依原處分事實欄 五、調查結果所載內容，即認為本件汽電共生、再生能源 業者之發電產品電能非可完全納入不計入備載容量。故應 非屬本件發電市場之產品，核與上訴人所稱以電能（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）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。
　　⒋參加人與各IPP業者間簽立之PPA均為25年之長約，且參加 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。　　⒌依原處分界定之本件發電市場，若真有競爭關係，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新桃公司等燃氣IPP業者達成 協議。本件訟爭「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」（ 前階段）協商，亦均由參加人擬定方案，要求被上訴人等 IPP一體適用。
　　⒍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，原處分認被上訴人及其他8 家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，故原處分自有未洽。　㈢IPP業者與參加人簽立之PPA契約中「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：　　⒈麥寮公司、和平公司為燃煤之基載發電IPP，其生煤使用許 可證及固定污染源操作許可證所限制之生煤年許可量，僅 足供該等IPP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 ，足證上開燃煤IPP與其他IPP業者間，並無以價、量競爭 之可能。復以參加人為唯一買方之PPA契約購售電費率之 規定，於契約存續期間或契約此部分約定變更前，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；且無論參加人是否調度保證時段各IPP所生產之 電力，參加人均應給付依保證時段費率計算之電費予各IP P業者，足證本件電力商品之價、量於保證時段，均屬固 定，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，對唯一買方參 加人言，並無相互替代之可能，即無競爭狀態（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。
　　⒉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，不論是參加人或各IPP，均不能且無法變動。再者， 不論能量費率如何調整，諸如原處分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、麥寮公司及同 屬燃氣之被上訴人，見原處分第8至9頁）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，均因 決定調度非保證時段之電力決定權在參加人，即不可能控 制非保證時段之發電量。因此，被上訴人等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。⑵在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，變動成本則透過非保證時段之能 量費率轉嫁至參加人，且因被上訴人各IPP業者所生產之 電力僅能售予參加人，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（參加人）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況本件被上訴人僅應遵循PPA約定，悉 依參加人調度進行購售電交易，而參加人與被上訴人以外 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之電能等項，被上 訴人並不知悉，故其等IPP業者在現有購售電制度下，自 無競爭之可能性存在。且被上訴人等IPP業者與參加人間 進行購售電交易之數量、費率等條件，均受限於前揭PPA 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。是本件被上訴人等IPP業者在 與參加人所簽PPA「購售電費率」下，不論保證、非保證 時段，各賣方即供給者（各IPP業者）與獨一買方（參加 人）間，均無法認定有原處分界定「發電市場」之競爭關 係。
　　⒊參加人提出之更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。反而證明本件非保證



時段各IPP間無競爭外，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業者燃料成本遠低於燃氣IPP業 者燃料成本，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I PP業者調度，並因此發生競爭關係。再以燃氣IPP業者森 霸公司為例，於98、99及100年度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 於被上訴人各該年度所餘可供參加人調度之非保證時段37 0小時，即非保證時段全數用於機組起停所需時數，猶嫌 不足，森霸公司實無多餘「非保證時段」之發電量可供參 加人調度，自無原處分所示，任一燃氣IPP得與其他IPP以 價量互為競爭可能性。又燃氣IPP業者之發電量，受制於 天然氣供應量，加上PPA已明定燃氣業者之容量因數，一 旦參加人於1年中之前階段多調度燃氣IPP業者之電力，同 年後段IPP受限於天然氣不足，可供參加人調度量亦因此 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，本件IPP業者實不可能在非 保證時段發生任何競爭，亦應再予敘明。
　　⒋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本件購 售電費率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，而全部僅有潛在競爭之極為奇怪而無法圓滿說理情 狀；且關涉容量費率乃保證時段本件被上訴人等IPP間無 競爭即無從界定市場如上述，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。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， 違反公平交易法聯合行為，不能採據：
　　⒈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」。至參加人向何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參加人之 電力調度發電，故IPP業者彼此間，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。　　⒉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IPP業者間並無水平競爭關係，則原處分所指被上訴人 及其他8家IPP業者「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 交易法第14條第1項規定，則更不可能成立。　㈤被上訴人及其他8家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：　　⒈參照長生公司、新桃公司、國光公司、星能公司、森霸公 司、被上訴人等與參加人之協商過程，足證參加人與電業 主管機關，對本件修約始終堅持一體適用。甚且，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均一致（讓利參加人），且不論協議何時成立， 均一律溯及於101年12月1日生效，亦足證明參加人始終堅 持被上訴人等IPP業者應一體適用。
　　⒉原處分認定被上訴人及其他8家IPP業者合意之證據均非直 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年間完成。再參照原處分購 售電費率之結構，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IP P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，因此本件原處 分認定被上訴人等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。　　⒊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。上開方案，均由參加人提出， 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。各IPP業者（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 會攻擊參加人向IPP購電成本過高之會議，或亦不能單以I PP間組成協進會及所為決議，即能證明IPP間有聯合行為 合意。況本件協商修約最後協議內容並未實質變動原PPA 契約之購售電費率。因此本件發電市場在獨一買方參加人 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及其他8家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，合意調降PPA費率，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 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、經核原判決撤銷原處分及訴願決定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，有違背法令情形，應予廢棄。茲論述理 由如次：　　
　㈠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。」準此，公平交易法 禁止事業為聯合行為之規範目的，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。再者，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。是 以，聯合行為之成立，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， 僅限制競爭效果之程度具危險性即滿足其要求。　㈡上開聯合行為要件中，關於「行為主體係具水平競爭關係之 事業」與「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，係指經濟學所稱競爭圈而言，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。
　㈢鑑於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。再者，IPP業者僅能從事發電業務，所 產生之電力一律只能躉售予參加人，再由參加人併同自身生 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，直接供給電能至參加人電力系統之變電所（即責任分 界點）。被上訴人與其他8家IPP業者之營業區域、地理位置 、連結參加人電力系統之變電所（即責任分界點），雖不相 同，惟我國本島係屬單一電力網，各IPP業者分別供電至參 加人之變電所後，參加人得跨區統籌調度9家IPP業者所提供 之電力，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，參加人即有於各IPP業者間選擇或轉換 交易對象之可能。據卷附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，責任分界點（即PPA所 約定各IPP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，且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 送電予參加人，再由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。 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，其等所提供之電力容易輸配送 至臺灣本島任一區域，故係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 出售予參加人之產品均為電力，所出售之電力僅止於發電予 參加人之階段，並於完成供電至PPA所約定之變電所後，後 續均由參加人統籌輸配送電力。是以，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 。是原處分就本件市場之界定，於法核屬有據。本院前次發 回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，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。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，乃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契約形塑發電市場，並認參加 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，遽以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，即有判決不適用法規、適用法規不當、理 由不備及矛盾，尚有未合。
　㈣IPP業者彼此間處於同一產銷階段，其等之電力產品具有替代 性，得以透過較有利價格爭取更多交易機會，而具有水平競 爭關係：
　　⒈IPP業者在電力供需之體系中，係相當於參加人之上游電力 供應廠商，彼此間處於同一產銷階段。依各IPP業者與參 加人簽訂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 ，均就其等售予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暨原處分均載明：1.購售電費率（Ａ）＝容量費率（Ｂ ）＋能量費率（Ｃ）。2.容量費率（Ｂ）＝資本費率＋固定營 運與維護費率。3.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）。4.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）（見原處分第4至5頁）。是依上開PPA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，然於各該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，當參加人所需電力 超過保證（發電）時段之電量時，再額外向各IPP業者加 購電力並支付相應之電費。以上開二時段之約定，對於參 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 以該二時段之約定，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。本院前次發回意旨 已指明：「是以該2時段（即保證及非保證時段）之約定 ，其區別應僅是交易價格之不同，而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，共同構成參加人 完整之購電價格。原判決（即更一審判決）關於本件產品 市場之界定，無視PPA整體性之考量，且彼等所生產之產 品均相同，復就購電者參加人之需求而言，該電力之供給 亦有替代性等情，將原處分界定發電市場之產品市場，進