公平交易法
最高行政法院(行政),上字,109年度,850號
TPAA,109,上,850,20220609,1

最 高 行 政 法 院 判 決
109年度上字第850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 嘉惠電力股份有限公司


代 表 人 徐旭東
訴訟代理人 黃台芬 律師
范纈齡 律師
鍾薰嫺 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112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、經濟部為解決輔助參加人（下稱參加人）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、8 4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）、被上訴人、森霸電力股份 有限公司（下稱森霸公司）、星能電力股份有限公司（下稱 星能公司）、星元電力股份有限公司（下稱星元公司）等9 家民營發電業者（Independent Power Producer，下稱IPP 業者或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契約或PPA）



，由其等依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，被上訴人、國光公司、長生 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（麥寮公司、和平公司 為燃煤發電廠，星元公司當時尚未商轉）。參加人自96年8 月起陸續與上開6家IPP業者召開協商會議，於96年9月11日 協商會議作成結論，雙方同意將燃料成本（費率）調整機制 修訂為按即時反映調整機制，且雙方未來應就影響購電費率 之各項因素（如利率、折現率）繼續協商，以符合購售電價 格之公平性及合理性。嗣參加人依上述協商會議結論及因麥 寮公司、和平公司分別於96年12月發函要求調整購售電費率 ，自96年10月間起至97年間陸續完成上開能量電費計價公式 調整後，參加人持續與各家IPP業者就購售電費率結構因利 率調降部分研議調整機制進行協商，分別於97年9月4日、10 月9日、12月3日與其等進行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，被上訴人及其他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。其等於97年間起至101年10月止逾4年期間，藉 所組成之臺灣民營發電業協進會（下稱協進會）集會，達成 彼此不與參加人完成調整購售電費率之合意，相互約束事業 活動，而為「以拖待變」之種種方式，聯合拒絕與參加人協 商，已足以影響國內發電市場之供需功能，核屬違反行為時 公平交易法第14條第1項「事業不得為聯合行為」之禁止規 定，乃依同法第41條第1項前段、第2項暨「公平交易法第10 條及第14條情節重大案件之裁處罰鍰計算辦法」之規定，以 102年3月15日公處字第102035號處分書（下稱原處分）命被 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，並對其等分別裁處罰鍰（被上訴人 部分裁罰金額為新臺幣4億元）。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，循序提起行政訴訟，並聲明：撤銷原處分關於認定被



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及該部分訴願決定。經臺北高等 行政法院（下稱原審法院）以102年度訴字第1714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。上訴人不服，提起上訴，經本院以104年度判 字第369號判決廢棄，發回原審法院更為審理。嗣經原審法 院以104年度訴更一字第81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。上訴人及參加人均不服，提起上訴，經本院以10 7年度判字第560號判決（下稱本院前次發回判決）廢棄更一 審判決，發回原審法院更為審理。復經原審法院以107年度 訴更二字第112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。
二、被上訴人起訴主張及上訴人暨參加人在原審答辯及聲明，均 引用原判決所載。
三、原審以：
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2 8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三種（即發電業、 輸電業、配電業），且三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。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 。
3.依上訴人提出外放專家意見書，莊春發教授，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，參加人向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。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。
4.參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。原處分顯然將包含上、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，而完全避視再生 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 即被上訴人及其他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：
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，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。




2.參照招標及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IP P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。
3.依原處分理由三、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，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。
4.參加人與各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」，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，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「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。 6.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： 1.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 供麥寮公司履行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 證麥寮公司與其他IPP業者間，並無以價、量競爭之可能。 又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，足證保 證時段，本件電力商品之價、量均屬固定，即各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。既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。又不論能量費率如何調整，諸如 原處分敘述參加人與被上訴人等6家燃氣IPP（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 ，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）爭取交易機會，並不會發生任一IP P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IPP業者調度，並因此 發生競爭關係。燃氣IPP業者之燃料即天然氣，受限於天然 氣供應量，每年可供應參加人之發電量總量固定，及PPA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：
1.參加人依「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。　2.參加人依據PPA之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」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： 1.參照長生公司、星能公司、新桃公司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。 2.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。
3.參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，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IPP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，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。
四、本院查：
㈠行為時（104年2月4日修正前條文）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。」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。準此，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。 ㈡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。
㈢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，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，即可容易地將其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業者出售予參 加人之產品均為電力，其等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，其後均由 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。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：
1.IPP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）。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，然於該二同時段所生產之產品均為同一 產品。保證（發電）時段，意指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，意指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，更一審判決將該二 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業者有無水 平競爭關係，為不利上訴人之認定，於法即有違誤。 2.參加人與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，惟依原判決確定之事實，參加人前曾於96年間，就 關於燃料成本（費率）調整機制修訂為按即時反映調整機制 ，足見該長期契約雙方當事人所訂定之PPA內容，契約期間 價格仍有協商、調整之空間。且當參加人所需電力超過保證 時段之電量時，亦有再額外向各IPP業者加購電力之必要， 致非保證時段之交易數量亦未固定。殊非簽約後即無法變動 購電數量及價格，而謂IPP業者彼此間無競爭關係。如上所 述，由於PPA購售電費率係由兩部分之費率組成，故須加計 保證時段及非保證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）。因此，參加人最終對各IPP業者支付之電 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。在本件實際交易電量及平均價格並未確 定之狀況下，IPP業者對交易數量及價格自仍有決定或影響 之空間。加以，各IPP業者已投入之固定成本中無法回收之 比例高低及潛在收益不同，其等利害關係非屬完全一致，9 家IPP業者即可斟酌其個別情形，於契約期間或該長期契約 屆期後，自行考量決定是否與參加人協商調整契約相關購售 電費率，當有實質競爭關係存在。本院前次發回意旨亦已論 明，上開25年長期契約雙方當事人所訂定之PPA內容，並非 沒有協商、調整之可能，乃原審無視於96年間，雙方當事人 就關於燃料成本（費率）調整機制修訂為按即時反映調整機 制之事實，逕以簽約後價格已固定、數量由參加人調度，曲 解修約購售電費率亦係各IPP業者一體適用，遂認IPP業者無



從變動價格與數量而不具競爭關係云云，有判決適用法規不 當及理由不備之違法。
3.復就非保證時段之售電，各IPP業者有無競爭一節，依第1、 2階段IPP業者與參加人所簽訂PPA第1條約定：「合約中所使 用之名詞，皆定義如下：……八、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IPP業者與參加人所簽訂PPA第1條即約定「……十二、 電力調度：甲方（按即參加人）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。十三、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