公平交易法
臺北高等行政法院(行政),訴更二字,107年度,109號
TPBA,107,訴更二,109,20200513,1

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濟南路1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PP A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10 2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8511-0083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PP



A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