公平交易法
臺北高等行政法院(行政),訴更二字,107年度,101號
TPBA,107,訴更二,101,20200513,1

臺北高等行政法院判決
107年度訴更二字第101號
109年4月1日辯論終結
原 告　星能電力股份有限公司

代　表　人　蕭勝任
訴訟代理人　魏潮宗　律師
　徐偉超　律師
被 告　公平交易委員會

代　表　人　黃美瑛（主任委員）

訴訟代理人　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1020147226號訴願決定，提起行政訴訟，經本
院102年度訴字第1743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104年度判字第361號判決廢棄本院102年度訴字第1743號判決
，發回本院更為審理，再經本院以104年度訴更一字第66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507號判決廢棄本院104年度訴更一字第66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：
（一）本件更審訴訟中，原告之代表人依序由胡大民變更為王振 勇再變更為甲○○，並經新任代表人甲○○具狀聲明承受



訴訟，經核無不合，應予准許。
（二）按「分別提起之數宗訴訟係基於同一或同種類之事實上或 法律上之原因者，行政法院得命合併辯論。」行政訴訟法 第127條第1項定有明文。查本件與本院107年度訴更二字 第99號、100號、109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，與本件係基 於同一之事實上及法律上之原因及不服同一原處分，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）、原告、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或IPP業者），並經參加人分別與上開9家IPP業者簽 訂購售電合約（Power Purchase Agreement，下稱PPA）， 由渠等依PPA所訂定之購售電費率計價售電予參加人。嗣因 台灣中油股份有限公司（下稱中油公司）自95年12月22日起 陸續調漲發電用天然氣價格，原告、國光公司、長生公司、 嘉惠公司、新桃公司、森霸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）介入協處其與原告、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1743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104年度判字第361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104年度訴更一字第66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507號判決（下稱發回判決）廢棄更一審判決 ，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構成違反公平法之聯合行為，應屬單一 不可分之行政處分，若認定有任何IPP不構成聯合行為， 則應撤銷原處分全部。行為時公平法第14條所謂「聯合行 為之合意」，既然是數個事業間以彼此一致性行為之意思 表示為基礎所為之意思表示，那麼若缺少其中一事業或數 事業的合意，則必然影響其他事業為聯合行為之合意。尤 其是在寡佔市場，由於參與市場競爭者為數不多，因此，



若缺少其中一家或數家事業之參與，則是否仍可構成違法 之聯合行為，即屬未定。且聯合行為合意之本身，在數個 事業間具有密不可分之關係存在，故原處分認定9家IPP業 者聯合行為之行政處分具有不可分性，無法獨立存在。因 此，法院認定本件有任何一家IPP業者不構成違反公平法 之聯合行為，則應將原處分全部撤銷。
（二）本件發電業並不存在孕育競爭機制之環境，並無可能構成 公平法上之水平競爭市場：
１、我國電業仍受政府之高度管制，本件有關購售電費率之爭 議，並無任何競爭關係存在，故應不適用公平法之聯合行 為：
　　⑴參行為時公平法第1條及第46條規定及立法理由併公平法 104年2月4日之修法理由可知，公平法之適用前提，係以　　　事業之「競爭行為」為規範對象。而事業間之「競爭行為　　　」之存在，當以具有「競爭可能性」為其前提。參照行為　　　時電業法第1條、第59條規定可知，行為時電業之自由化　　　尚在初期萌芽之階段，並未具有電業自由競爭之情形存在 ，電業受政府之高度管制（包括電業擬定或修正電價及各 種收費率時，應遵循送經地方主管機關或其事業所屬機關 加具意見、轉送中央主管機關核定及在當地公告等程序） ，故就電業擬定或修正電價及各種收費率等事項，自應優 先適用特別法之特別規定，而排除公平法之適用。又我國 電業仍屬高度管制而無自由競爭，這樣高密度管制之結果 ，限縮IPP業者間自由競爭之可能性，造成了IPP業者相互　　　間並無自由競爭之情形。另參照開放發電業作業要點第3 點、第4點、第5點等之規定，亦足證我國發電業於行為時 仍屬高度管制而無自由競爭之市場機制，無公平法適用。 ⑵上開電業法及其相關法規之「管制」已寓有「促進經濟之 安定與繁榮」之目的，此一目的與公平法第1條係屬相同 ，參照行為時公平法第46條之立法理由即明，而電業法與 公平法「促進經濟之安定與繁榮」之目的相同；所不同者 ，僅手段而已。因此，主管機關依據電業法及其相關法規 之規定，透過「管制」即可達成「促進經濟之安定與繁榮 」之目的下，實無將IPP業者之營業活動再納入公平法之 必要。
⑶原告等與參加人所簽訂之購售電合約（PPA）為私法契約 ，任何購售電契約所產生之權利義務，均應置於私法自治 與契約自由原則之私法領域的脈絡下，依據民法與其他相 關私法規定加以解決。各IPP業者因係履行PPA之契約規定 而未能立即接受參加人委託台灣經濟研究院（下稱台經院



）提出之方案，而原告等IPP業者均係基於各自合理之商 業決策與追求公司最大之利益，與競爭行為無涉，亦與聯 合行為無關，原告已於102年1月間與參加人完成修約，其 他各IPP業者亦分別與參加人達成合意修約，上述修約過 程之爭議應屬純粹私法契約爭議，與公平法無涉，當無適 用公平法之聯合行為之情形存在。
２、垂直整合之國營綜合電業（即參加人）引進民間參與發電 為電業改革之第一步，原處分裁處時，係在電業法高度管 制下，原告等IPP間並無競爭市場存在，亦無須適用公平 法保障根本不存在之「發電市場自由競爭機制」：我國向　　　來唯一綜合電業即參加人獨占經營電業，本件前經開放原　　　告等IPP設立民間發電廠，但所生產之電能仍限制僅能躉 售予參加人，電業仍屬高度管制事業，並無自由競爭可言 。參照「International Experience with Single Buyer Models for Electricity」（下簡稱單方買家競爭文）乙 文之說明及附圖5.1（詳該文第29-30頁），即觀察國際間 電業自由化之發展經驗，有多個國家仍維持完全垂直整合 之國營綜合電業，由該國營綜合電業進行電力規劃、建廠 發電、調度電力及銷售電力，引進民間參與發電為此類國 營綜合電業改革第一步驟；其次再將垂直整合的國營綜合 電業分割為專營發電、輸電及配電（及售電）等不同事業 ，通常同時將該分割事業予以部分或全部民營化；此類電 業改革通常導向建立具有市場競爭之電力批發市場，部份 情況亦引進電力零售之競爭，故引進民間參與發電業僅為 電業改革之第一步，我國在行為時尚未實施電力自由化前 ，難以建立具有市場競爭機制之發電市場。再參照開放電 業作業要點第5點規定（不超過參加人同類型式發電機組 之避免成本）及參加人與IPP業者對於購售電價發生爭議 時，則由參加人報經濟部調處等規定，致使其調處方案無 法依照自由市場機制決定購售電價。足證上開法令限制， 造成IPP發電業者與參加人之間即無法自行決定以較有利 之價格爭取交易之機會，與公平法第4條規定，並不相符 。因此，IPP業者與參加人之間並無「競爭」「市場」存 在。
３、由106年1月26日修正公布之電業法觀之，目前僅開放「再 生能源發電業」得自由化經營，益證原告行為時根本不存 有自由競爭之發電市場，自不構成公平法上之水平競爭市 場。此觀106年電業法第45條第1項及修正草案總說明（行 政院版）可知新修正電業法仍嚴格限制發電業之電能僅能 售電予公用售電業或輸配電業，僅開放再生能源發電得以



售電予用戶，參以目前全國只有參加人一家公用售電業及 輸配電業，亦即原告與其他IPP業者同屬燃煤或燃氣發電 機組，無論電業法修法前或修法後，均仍僅能將電能躉售 予唯一買受人即參加人，並未開放自由競爭可任意售電。 新修正電業法僅開放再生能源發電業得自由化經營，故可 知並無任何市場可言，由此益證原告行為時係在電業法修 正前，根本不存有自由競爭之發電市場，並無任何市場可 言，因此自不構成公平法上之水平競爭市場，原告及其他 8家IPP業者，僅係持續履行購售電合約接受參加人之調度 ，並無任何競爭之情形，故亦無任何足以影響市場供需之 行為產生。
４、參照學者專家王文宇教授見解，亦足證本件行為時根本不 存有自由競爭之發電市場。即參加人將部分發電專營權以 簽訂長期之購售電契約轉讓予民營電廠僅為Contract-out 之關係，在我國目前的電產業結構下，並不存在實質上具 有有效供需的發電市場，公平會所指稱的『發電市場』並 不存在。可知目前我國電力市場尚未自由化，依目前發電 業開放方式係以參加人與IPP簽訂長期PPA之方式，將參加 人之部分電業專營權轉讓予IPP，IPP實為參加人衛星工廠 之地位，此亦為主管機關能源局（97年12月3日協商會議 ）及參加人所肯認，故本件不存在具經濟學意義之市場， IPP間無法透過控制數量以決定價格進而獲得超額利潤， 即無競爭關係。黃銘傑教授就前發回判決，亦曾作成法律 意見書，指出各IPP因受其各自PPA「鎖住」（lock-in） ，將其他事業排除、隔離於其各自與參加人的垂直整合關 係外，彼此間不再具有競爭關係，而於各自之PPA中形成 一相關市場，此種事實及關係不因「經濟調度原則」發生 變化，經濟調度原則亦不會影響「保證時段」與「非保證 時段」市場各自存在之獨立性，更不致於令是否配合保證 時段利率水準修訂一事，成為非保證時段市場競爭之因子 ，又不論是能量費率、亦或是經濟調度原則，於PPA簽訂 後，皆成為一種客觀的存在，雙方當事人皆受到此種客觀 存在的拘束與鎖住，難能擁有自由決定的權利與權限；即 各該IPP業者各自被「鎖住」於其各自PPA所界定的市場中 ，自無法於渠等彼此間相互競爭、成立競爭關係。均為本 件各IPP彼此間無法成立競爭關係之證據。
（三）原告及其他IPP與參加人間PPA契約並不構成公平法之競爭 市場：
１、原告及其他IPP躉售電能予參加人，無論價格、數量等交 易條件均悉依照各PPA之規定，原告及其他IPP均只能按已



簽訂之PPA履行發電義務，自不具有競爭關係： ⑴原處分所指第2階段協商參加人及各IPP業者僅就資本費隨 利率調整機制進行協商，並未涉及第1階段甫協商完畢之 燃料成本費率（「能量費率」最重要因子），而依據PPA 契約第1條第24項、第30條第1項、第2項，保證發電時段 給付之「容量電費」反映是投資成本回收及合理利潤。而 非保證時段之「能量電費」，目的則是給付IPP運轉發電 機組之成本，包括營運維護費（變動部分）、燃料成本費 及其他與實際運轉發電有關之給付。而上開區分能量電費 及容量電費之給付方式，依據前開單方買家競爭文（第32 頁），確屬國際間PPA契約典型之給付結構。而本件經第1 階段協商，參加人與原告等6家燃氣IPP已於96年10月29日 達成協議修改「燃料成本費率」調整機制，合意改按中油 公司公告之發電用天然氣平均熱值成本即時調整，並自96 年10月9日起實施，顯示參加人與IPP業者就「能量費率」 之調整機制已協商修約完畢，故參加人與各IPP業者於97 年9月4日開始第2階段之繼續協商，協商議題僅限於容量 費率中「資本費」隨利率浮動調整，此部分調整又與能量 費率無涉，即第2階段協商議題僅涉及容量費率。　　⑵容量電費金額（內含資本費）與參加人調度電力數量無關　　　，調降資本費不會影響參加人調度電力數量。PPA訂有「　　　保證發電時段」及「保證發電量」，原告於「保證發電時　　　段」應保證發電機組可連續運轉以提供購電容量（48萬瓩 ）之發電能力，該保證發電量之電費以保證發電時段3,13 4小時之「容量電費」及「能量電費」計算，依據原告與 參加人間PPA第1條第18款、第24款及第25款規定，且因契 約約定購電容量為48萬瓩、年購電容量因數為40％等關於 容量電費、能量電費之計算規定。故以「保證發電時段」 而言，PPA已明定全年保證發電總時數為3,134小時，並依 此計算容量電費（內含資本費），故容量電費金額（內含 資本費）與參加人調度電力數量無關，即參加人於保證時 段不論有無向原告調度（按購買）電力，均應依約支付保 證時段之容量電費金額，因此調降「資本費率」不會影響 參加人調度電力數量；即參加人依PPA應給付原告之容量 費用（內含資本費），均為固定金額，與調度電力之數量 完全無關。因此原告等IPP同意調降資本費率，涉及該保 證時段之容量電費金額亦不影響參加人向原告調度之金額 ，更不會發生競爭關係。本件訟爭第2階段參加人與各　　　IPP係針對「資本費率之調整機制」進行協商，資本費率　　　屬於容量電費之一部分，參加人每年應給付予原告之容量



電費（內含資本費），均為固定金額，與調度電力之數量 完全無關，因此，原告確無法透過資本費率之調整，爭取 參加人向原告調度更多電力，益證原告與各IPP間根本不 具公平法第4條規定之競爭關係。況且，各IPP各自與參加 人簽訂之PPA均為雙邊長期合約，均已明訂購售電費率及 保證發電量，任一IPP縱有修約調整保證時段之資本費率 ，並不影響其他IPP已於PPA明訂之購電費率及保證發電量 ，從而，縱使假設其他IPP同意調降保證時段之資本費率 ，無論原告是否同意調降，參加人均須依約履行，依PPA 應給付原告按保證發電量計算之容量電費（內含資本費） ，益證原告與其他IPP並無水平競爭關係。
　　⑶參加人向原告購電之購電費率及購電數量（容量因數）等　　　均已於PPA詳載雙方的權利義務，參加人依PPA第15條所為　　　之電力調度，原告均需依約配合，原告並無自行決定交易　　　價格、數量之能力，根本無從以較低之價格爭取更多交易　　　機會，故無競爭關係。
　　　①原告售電予參加人之交易價格，應依參加人公告電價即 PPA約定之容量費率及能量費率，原告實無自行決定售電 費率之能力，按原告及其他第三階段IPP，係依參加人公 告電價作為PPA簽訂之依據，證人蔡孟志亦結證稱價格已 經確定無法更改。且原告與參加人就第二階段協商，於 102年1月28日與參加人達成合意，依參加人提出修約內容 比較表可知，修約結果是「借款餘額之利息差額回饋台電 」，亦即按每年貸款餘額乘以利率差額，於每月計算電費 時扣減回饋參加人，扣減回饋金額與調度電力數量多寡無 關，且原PPA契約之容量費率與能量費率均無變動。再參 照原告與參加人達成協議後原告103年6月份售電電費計算 單「三、電費計算」表格顯示，原告與參加人係將「資本 費調整抵扣『容量電費』」作為減項，於計算當月電費時 予以扣除，亦即【電費合計＝容量電費－資本費調整抵扣 容量電費＋能量電費】，且「資本費調整抵扣容量電費」 之計算式為：【3,618,804,571×（6.68％－2.213％）】 /12，其中3,618,804,571為第三（現）階段購售電合約補 充說明附表所載之103年度貸款餘額，2.213％則為前一年 中央銀行公告之五大銀行新承作放款（資本支出貸款）加 權平均年利率，足證「資本費調整抵扣容量電費」之金額 計算確與購電費率（之能量、容量費率）及購電數量均無 關聯，亦足證本件原PPA契約約定之購售電費率，並未變 動，本件修約與購售電費率無涉。
　　　②原告等第三階段IPP業者，PPA第2條已明定全年購售電



　　　數量，且參加人依PPA第15條所為之電力調度，原告均需 依約配合，原告並無權限得要求參加人依原告意思表示加 以調度電力，故原告根本無法自行決定售電數量，此種悉 依獨一買方調度電力模式，自無競爭關係。依PPA第1條第 2款及第2條規定可知，參加人與原告已合意年購電容量因 數為40％，依此計算之全年發電時數為3,504小時，雙方 均必須依約履行，並無片面變更購電數量之可能。再參照 PPA第15條第2款，第三階段各IPP的實際售電量均係隨時 接受、配合參加人之電力調度，故各IPP彼此間實無法以 較有利之價格、數量等條件爭取交易機會，反而係參加人 依約得直接排定與控制原告及其他IPP之發電機組，對於 原告及其他IPP之售電數量具有絕對之控制關係。舉例言 ，被告自行提出第一、二階段IPP業者之成本排序為1.368 7至3.6473間，均遠低於原告之成本排序4.1974，惟參加 人仍須依PPA規定之購電數量向原告調度電力，亦即須向 原告調度之全年購電數量3,504小時（其中有3,134小時是 保證發電時段，剩下370小時是非保證發電時段），參加 人不可能不顧PPA之購電數量轉而成本較低之第一、二階 段IPP業者購電。是原告與其他8家民營電廠既無從自行決 定售電數量及價格，根本無從被界定為一發電市場，更無 所謂競爭關係。
③綜上，原告及其他IPP確無法任意變動其所供應電力之 價格或數量，反而係交易相對人即參加人有權根據PPA第 15條第2款之規定主動要求原告及其他IPP隨時接受、配合 參加人之電力調度，各IPP既無法自行決定供電之價格及 數量，則彼此間根本無從透過控制彼此產出而成立聯合行 為，自非屬同一市場而不具水平競爭關係。
　　⑷參照開放發電業作業要點第4點規定，對原告等IPP業者而　　　言，參加人具有獨買地位，又PPA契約參加人得自行決定 向誰（何IPP）購買及如何購買，且原告亦應依約接受參 加人調度，於非保證時段無法控制產量與價格，故原告無 從自行決定產量或價格以爭取更多交易機會，與其他IPP 業者間，實無法以較有利之價格、數量等條件爭取與參加 人交易機會，並無公平法之競爭關係。
①考量能源配比政策為「2025年能源配比為燃氣50％、燃 煤27％、再生能源20％、其他3％」，燃氣機組重要性持 續上升，惟燃氣機組之裝置容量有限，參加人配合能源配 比政策必須依PPA向原告及其他燃氣IPP業者調度電力，不 可能因某一IPP業者之能量費率較高而減少向該IPP業者調 度電力，能量費率在燃氣IPP業者間事實上並不具有競爭



作用。
②依參加人98年度至103年度向各IPP購電之實際狀況，非 保證時段之售電價格（能量費率）即使較低，並不會因而 賣出更多之電力，可見事實上參加人並非全然依照能量費 率之高低為調度。上開參加人98年度至103年度向各民營 電廠購電列表資料，包括原告在內之第三階段IPP業者之 能量費率全都高於第一、二階段之IPP業者，假使參加人 悉依能量費率之高低為調度，理論上非保證時段應以第一 、二階段之IPP業者調度之電力較多，但實際調度結果參 加人仍必須依PPA規定之購電數量向原告等第三階段IPP業 者調度電力，不可能不顧PPA之購電數量轉而向第一、二 階段IPP業者購電，足見非保證時段之經濟調度，其售電 量不是僅依價格決定，各IPP業者並不會因非保證時段之 售電價格較低，而賣出更多之電力。且原告等燃氣IPP業 者發電，亦應考量環境影響評估所核定之範圍，以及中油 公司可否提供額外之天然氣，至燃煤、燃氣IPP業者因發 電機組特性之差異亦屬參加人於調度電力時應予考量之重 要因素。因此諸多現實因素影響之結果，導致能量費率高 低對於參加人之（經濟）調度之影響只是概念上之邏輯而 非必然，同時實際操作上能量費率對於調度電力之影響極 為有限，故參加人98年度至103年度向各IPP購電之實際狀 況，出現第一、二階段IPP業者能量費率較低卻向第三階 段IPP業者調度較多電力之現象，由此可證明在實際調度 操作上，能量費率之重要性遠不如前述PPA規定容量因數　　　購電數量限制、環境影響評估、燃料供應、機組特性等等　　　因素。
　　⑸縱然是106年1月26日修正公布之電業法現階段僅開放再生　　　能源發電業得自由化經營，但原告與其他IPP業者同屬燃　　　煤或燃氣發電機組，無論電業法修法前或修法後，均仍僅 能將電能躉售予唯一買受人即參加人，並未開放自由競爭　　　，益證原告行為時根本不存有自由競爭之發電市場，自不　　　構成公平法上之水平競爭市場。
２、PPA存續期間之「保證時段」及「非保證時段」，原告均 與其他IPP業者間不存在競爭關係。發回判決認定：「關 於保證時段，就購電之時數、數量等原則上悉依約規定， 較無彈性之空間，且受限於PPA約定之期間長達25年，彼 此間之競爭似難以作用」，即「保證時段」原告與其他 IPP業者確實不存在競爭關係應先敘明。依據原告與參加 人PPA第1條規定「優良電業運行慣例」參加人對IPP業者 之電力調度，考量之眾多因素至少包括：輸電損失、電力



潮流、電力系統安全、環保控制、燃料供應、供電品質、 機組特性、負載管理，並須遵循優良電業運行慣例，絕非 機械性地依照能量費率高低為調度。依參加人98年度至 103年度向各IPP購電之實際狀況表，非保證時段之售電價 格（能量費率）即使較低，並不會因而賣出更多之電力。 可見事實上參加人並非全然依照能量費率之高低（價格因 素）為調度。足見非保證時段之經濟調度，其售電量不是 僅依價格決定，各IPP業者並不會因非保證時段之售電價 格較低，可向參加人賣出更多之電力；亦可證明能量費率 之重要性遠不如前述PPA規定容量因數購電數量限制、環 境影響評估、燃料供應、機組特性等等因素。保證時段又 無競爭關係，因此原處分縱然認為：「購售電費率為整體 不可分」，則在涉及第2階段協商調降保證時段之購售電 費率（資本費隨利率調整）時，原處分卻又割裂購售電費 率為容量費率與能量費率，進而以非保證時段之能量費率 作為競爭因子，原處分有理由矛盾之違誤。
３、原告等第3階段IPP業者，係由參加人公告價格訂定購售電 費率，參加人為單一買方，並預先公告PPA契約條款供投 資人決定是否參與投資設立電廠，參加人於擬定PPA契約 時得自行以PPA分配締約當事人間之風險而取代競爭機制 ，故於契約存續期間原告必須悉依PPA約定履行契約，原 告與其他IPP業者並無競爭關係。另IPP業者均須依已簽訂 之PPA履行契約，並無爭取交易機會之「潛在」競爭市場 ，被告主張IPP業者仍有「潛在競爭關係」云云，僅為假 設狀態且明顯與事實相悖。參照經濟學者莊春發於公平交 易季刊撰文表示及最高行政法院105年度判字第94號判決 意旨，表示學理上之「潛在競爭」係指尚未進入特定市場 但非常有可能進入市場之產品提供者，「潛在競爭者」之 概念係用於供給替代性之判斷。本件各IPP均已商轉開始 發電售電，但客觀上因PPA買定約款之性質而無法從事競 爭，各IPP業者根本非學理上所稱之「潛在競爭者」。又 依電業法第45條第1項規定可知，除再生能源發電業外， 各IPP業者所產生之電能，僅得售予參加人。至本件原告 等IPP業者之PPA合約，僅保障原告等電業執照所載營業年 限25年，而25年之期間屆滿後國家之電力政策為何等均屬 未來無法確定之因素。因此，在未來有如此眾多不確定因 素下，再加上電業法對於各IPP業者進行電業法之高度管 制下，實無任何自由競爭之發電市場存在。原告與各IPP 業者均與參加人訂定PPA之長期契約關係，被告未能證明 在PPA契約期間內原告與各IPP業者究有何種可能進行既有



或實際競爭，卻完全以假設方式主張IPP業者間具有潛在 競爭關係云云，顯已嚴重偏離事實。
（四）關於本件發電市場之界定：
１、原告等民營發電業受到開放發電業作業要點第3、4、5、7 點等規定，原告等IPP業者於籌設發電廠時，就開放額度 、躉售對象、購電價格及預定發電廠區等事項均受到電業 主管機關及參加人限制，無法自由選擇在全島不同地區營 業，原處分以全島作為單一發電市場，即屬違誤。 ２、考慮個別地域電力需求與配輸電之線損、輸電成本、輸電 能力限制及電力系統安全等，原告與星元公司以外之IPP 於理論上及實務操作上均無替代可能性，應畫分為不同地 理市場，原處分之地理市場以全島為單一發電市場云云， 即屬違誤：
　　⑴第三階段IPP之設立係依據經濟部於88年1月21日公告之現 階段開放民間設立發電廠方案，但依據工商時報88年10月 8日報導可知，原告等第三階段籌設之初，因北部仍有缺 電壓力，審查將以北部民間電廠為最優先，且受限於參加　　　人南電北送輸電線路之運轉限制，北部缺電壓力無法完全 以南電北送方式調度電力解決，顯示臺灣南、北區域之電 力需求存在顯著差異，且北部地區之缺電壓力導致能源主 管機關及參加人優先選擇在北部設立電廠之IPP，足見個 別地域之電力供給並無替代性，被告未考量個別地域電力 需求之差異，其地理市場之界定與臺灣全島電力實際需求 不符。
⑵被告未慮及電力輸送之線路損失，其認為全國購電需求均 可向任一IPP業者購電獲得滿足乙節，明顯違反電力產業 特性及調度常態：線路損失（下稱線損）指電能在輸送和 配送的過程中，因設備均含有電阻，致部分電力由電能轉 變成熱能消散，而造成無法避免之自然物理性損失，而線 路損失率即為損失電力佔全部發購電力之比例，電力輸送 距離越長，將增加線路損失，故電力輸送距離與線路損失 率成正比關係，該損失皆屬電力輸送之成本。依能源局出 版之能源報導「南電北送」乙文表示可知，長距離輸送電 力將提高線路損失，導致供電成本增加，故參加人近年來 致力於區域電力供需平衡，即是為了減少電力長距離輸送 以降低線路損失並減少供電成本。本件被告未慮及長距離 輸送電力將提高線路損失，造成供電成本增加，逕認參加 人於全國各縣市所生之購電需求（即自身發電不足之量） ，可透過調度之方式，向任一IPP業者購電獲得滿足，進 而以全島為單一發電市場云云，自屬違誤。




⑶現行電業法第2條規定可知，電業包括發電業、輸配電業 及售電業。參加人為全國唯一綜合電業，營業範圍包括發 電、輸配電及售電，是參加人自行建制全國變電所及全國 輸配電網後，得基於自身輸配電設備從事電力輸送，目前 雖無須另行支付輸配電費用，惟此實係基於參加人身兼具 有公用事業性質之輸配電業所致。參加人為公用事業，基 於國家建設民生需求建制全國變電所及全國輸配電網，已 投入大量建設成本，於每年使用輸配電設備亦持續支出營 運維護成本，理應於提供輸配電服務時收取費用，以支應 該等建設及運維成本，然在目前電業尚未自由化階段，參 加人為全國唯一綜合電業兼營發電業、輸配電業及售電業 ，就輸配電費用得作為自身內部成本並直接反映於最終售 電價格，惟此並不能逕認為輸配電無任何成本存在，迺被 告未察及輸送電力有其成本包括線損成本，徒以參加人得 透過調度之方式向任一IPP業者購電獲得滿足，逕認IPP業 者之地理市場均應及於全國云云，亦屬誤解。因此參加人 輸送電力應負擔輸電成本，不可能不顧輸電成本任意選擇 向全國任一IPP業者購電，本件原處分定性全國為一發電 地理市場，容有誤會。
⑷PPA第1條第12款規定，「電力潮流」係指電力系統在運行