公平交易法
臺北高等行政法院(行政),訴更二字,107年度,115號
TPBA,107,訴更二,115,20200513,1

臺北高等行政法院判決
107年度訴更二字第115號
109年4月1日辯論終結
原 告　森霸電力股份有限公司

代　表　人　李明昆（董事長）

訴訟代理人　吳志光　律師
　劉昌坪　律師
　陳君薇　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1020147251號訴願決定，提起行政訴訟，經本
院102年度訴字第1744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340號判決廢棄本院102年度訴字第1744號判決
，發回本院更為審理，再經本院以104年度訴更一字第69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506號判決廢棄本院104年度訴更一字第69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、109號、110號、111號、112號 、116號等8件公平交易法（下稱公平法）事件，係基於同一 原處分及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）、嘉惠電力股份有限公司（下簡稱嘉惠公 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）、原告、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） ，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 、新桃公司、嘉惠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、星能公司、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）5億3仟萬元】。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1744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340號 判決（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69號判決（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506號判決（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）原告早於原處分作成前，即已於102年1月28日與參加人完 成購售電費率之換文修約，故原處分主文第2項顯已無執 行必要。又原處分之記載方式，係將9家IPP業者同列為「 被處分人」，亦即以9家IPP業者為本件聯合行為之當事人 ，並以9家IPP業者為整體，據以界定本件之市場範圍、判 斷競爭關係有無、合意內容及是否影響市場供需等。如一 家IPP業者不構成本件之聯合行為，可知被告斯時作成原 處分所依據之基本事實有誤，無論係聯合行為之主體、內 容、起始時點、延續期間，行為終了時點、發生地點及合 意內容等，均須重新認定，而就該等行為主體間是否位於



相同市場而存在競爭關係、合意內容是否限制競爭及是否 影響市場供需等，更須重新評價，原處分既已失所附麗， 自應全部撤銷。
（二）依公平法第46條規定，本件應優先適用電業法。依行為時 公平法第46條規定，參加人為發、輸、配、售電市場上10 0%之獨占事業，依法負有維持低價且穩定電力供給之特定 政策任務，長期受到主管機關之高度管制，亦透過購售電 合約明定購電價量等方式，遏制電價因市場競爭而波動， 此顯與公平法為確保自由與公平競爭之立法目的有別，在 電業法已有相關管制規定之情況下，我國發電市場理應優 先適用電業法。學者黃銘傑教授於103年5月26日出具之法 律意見書中，即從現今我國電力市場尚未自由化，電業法 及主管機關對於電力事業及其各種行為仍實施超高密度之 監控及管制等現象，佐以公平法第46條無意賦予公平交易 法優越於其他特別法律之規範意旨，明確認定電力事業之 行為應優先適用電業法及其相關規定，公平法之介入，將 破壞、阻礙電力整體發展政策之規劃及實現。
（三）IPP業者間無法互相競爭：
１、我國電業目前尚未自由化，不存在具有正常供需機制的「 發電市場」。參照原處分第6頁「……爰民營電廠發電機 組之裝置容量皆納入台電公司供電系統之備載容量內，此 與汽電共生廠發電因以自用為主（餘電方能售予台電公司 )、再生能源之供電穩定性不足，非可完全納入備載容量 計算並不相同。及黃銘傑教授於103年5月26日出具之法律 意見書、參加人和電業主管機關能源局於與IPP業者之協 商過程、及經濟法學者王文宇於其所著「正本清源－評台 電與民營電廠紛爭涉及的多重法律議題」專文可知，我國 電力市場向由參加人獨家掌握，專營發、輸、配、送電各 階段業務，參加人僅為解決全臺電力短缺之問題，方於80 年間將部分發電產業以契約方式委託民間電廠經營，不僅 開放之發電容量由參加人決定，購電價格亦由參加人依其 當時相當電源機組（複循環燃氣機組）之發電成本（避免 成本）訂定，且發電廠申設過程處處受到主管機關高度管 制，各IPP業者僅係按參加人指定之交易條件，填補參加 人發電機組不足之供電量能，協助參加人完成安全及穩定 供電之公任務，足證臺灣之發電市場顯不存在藉由市場供 需決定購售電價格及數量之自由競爭機制。又與Castalia Stragic Advisors, 「International Experience with Single Buyer Models for Electricity (2013)」一文中 ：「In vertically integrated markets with competit



ion for generation, the bulk of the retail market is not normally competitive.」（在僅開放發電業之垂 直整合市場中，絕大部分購售電市場不具競爭性。）「We are not aware of any other jurisdiction that has successfully used this combination of central control with retail competition. This is because the presence of a fixed wholesale price leaves little room for retailers to effectively compete. 」（我們尚未聽聞有任何其他國家曾經同時併存垂直整合 及售電自由競爭，蓋固定售電價格之存在，致使售電業者 幾乎已無有效競爭之空間。）而本件參加人即為電業垂直 整合，原告等IPP自無成立競爭空間。另參加人及能源局 於原告等IPP業者之本件協商過程中，亦多次表明IPP業者 為參加人之下游供應鍊，透過購售電合約建立合作夥伴關 係（詳參加人於原審提出資料），亦足證原告等IPP間無 競爭關係。
２、原告於投標階段與其他IPP業者無競爭可能：原處分所裁 罰之9家IPP業者，按獲准申設之時間先後不同共可分為三 階段，第一階段IPP業者為麥寮、長生、和平、嘉惠等公 司，第二階段IPP業者為新桃公司，第三階段IPP業者則包 含國光、星能、星元等公司及原告。茲因獲准申設之時點 有別，故不同階段之IPP業者彼此間於投標階段顯無可能 互為競爭。且本件第三階段並非與其他IPP業者「競標」 ，是被告主張之前提實已失所附麗。蓋原告於88年參與參 加人第三階段開放民間設立發電廠，係依據參加人88年2 月19日電開字第8802-0921號公告之主要資訊進行投標， 該公告已清楚載明參加人之購電價格，係以容量費率每度 0.7897元，能量費率為夏月每度1.4529元，非夏月每度 1.3207元計算，故實際上購電價格業已「鎖住」，原告與 其他IPP業者根本無從進行所謂「競標」行為。且參加人 已於88年2月19日公告中明訂開放北部地區、中南部地區 及東部地區之發電廠容量，於購售電價格無法變動之情形 下，願以該購售電價格設立並運轉電廠之業者，係由參加 人依「先到先審」之方式審查業者所提「參與」參加人開 放民間設立發電廠之計畫，一旦其發電廠所在區域之預設 發電容量額滿，參加人及經濟部即不會再接受業者之計畫 申請，亦不會再核發籌設許可，是參加人實非統一收受業 者之申請後，方再就全體業者所提之計畫優劣或價格高低 進行比較審查，足見包含原告在內之第三階段IPP業者僅 係被動配合參與參加人標案，而無任何競標行為。因此，



被告主張原告於投標階段與其他IPP業者之競爭行為將延 續至嗣後之發電階段，顯係被告悖於實情之臆測。況即使 採取競標，亦不保證其後之電力市場必然發生競爭。 ３、在購售電合約拘束下，原告於履約階段與其他IPP業者亦 無競爭可能：
⑴燃煤與燃氣IPP業者彼此間無競爭可能。9家IPP業者可分 為燃煤機組及燃氣機組，兩者燃料成本價格天差地遠，在 參加人之供電系統中，更身兼不同之發電任務（燃煤機組 為基載，全日24小時發電，燃氣機組為中載，依電力需求 而調整發電量），燃煤業者與燃氣業者彼此間顯無從互為 競爭。
⑵購售電合約體現長期合約事前配置風險的精神。本件原告 為第三階段IPP業者，是參加人單方面決定並公告電價， 無競標情形詳如上述。且依經濟部83年9月公布之「開放 發電業作業要點」第4點規定，原告所生產電力應躉售予 參加人統籌調度；另依經濟部於88年1月公告之「現階段 （第三階段）開放民間設立發電廠有關事宜」第7點，購 電價格，依參加人公告之購電價格躉購電力。又購售電價 格：
①在在購售電合約下，購售電電費＝容量電費＋能量電費 。依購售電合約第30條第1項第1款約定可知，就容量電費 而言，無論係資本費率及營運維護費率（固定部分）均已 明定於購售電合約，僅營運維護費率（固定部分）按主計 處公布之躉售物價指數逐年調整，然此調整非市場供需或 兩造協議之結果。至於能量電費，依購售電合約第31條第 1項約定，兩造依約計算供電價格，要不受市場供需之影 響，亦非原告得無視合約明文約款恣意調整。
②至於能量電費，依購售電合約第31條第1項約定，能量 電費＝能量費率×[當月計費售電量－保證發電時段售電 量×廠址因素] (即購電度數)。依同條第二項約定，能量 費率包含營運維護費率(變動部分)、燃料成本費率及促進 電源開發協助基金費率，營運維護費率（變動部分）為 0.0425元/度，燃料成本費率夏月為1.3903元/度，非夏月 為1.3207元/度，每年均按照固定公式調整（參原證7號） ，兩造依約計算供電價格，要不受市場供需之影響，亦非 原告得無視合約明文約款恣意調整。
③另購售電合約第36條亦明定僅有於A.政府法令變更致影 響容量費率或能量費率之計算基準；或B.前三年參加人向 原告購電平均單價之營運與維護費率部分與前三年參加人 天然氣全部複循環機組之平均營運與維護費率之差距達正



負10％以上時，雙方方得另行商議調整合約內所定各項費 率。由是可知，購售電費率業已明定於合約內，如無合約 所定特殊情事，兩造均無法輕易變動，自無參加人稱IPP 業者得任意與其協商變更合約條件以爭取更多交易機會之 情形。
④在購售電數量上：依購售電合約第25條第2項、第2條約 定，可知保證時段之保證發電量已明定於購售電合約內， 非參加人可任意增減調度。至於非保證時段之發電量，則 為扣除保證時段售電量之當月售電量。依據購售電合約第 2條約定，原告僅能於不超過容量因數40%之範圍內供給參 加人電力。以原告容量因數40%計算，原告每年之總發電 時數為3,504小時，其中3,134小時屬於「保證時段」時數 ，故原告每年僅餘370小時「非保證時段」時數供參加人 調度。根據原告之內部統計，原告於98年、99年、100年 之年度機組起停次數（起機、停機各算一次）分別為508 次、510次、508次，而每次起機、停機所需時間分別約需 80分鐘、30分鐘，合計共1.83小時，以此計算原告於98年 、99年、100年年度機組起停次數所佔用之小時數分別為4 65小時、467小時、465小時，均大於前述原告每年所餘可 供參加人調度之「非保證時段」370小時，換言之，「非 保證時段」之370小時即使全數用於機組起停所需時數， 猶嫌不足，原告實無多餘「非保證時段」之發電量可供參 加人調度。
⑤綜上，就保證時段而言，原告應供應之保證發電量已明 定於購售電合約內，就非保證時段而言，囿於燃氣機組容 量因數之限制，原告亦無多餘發電量可供應參加人，故原 告與參加人間之購售電數量實已明定於購售電合約，雙方　　　依約執行供電任務，要無被告或參加人所稱得與其他IPP　　　業者互為競爭之可能性。
　⑶被告所提出之乙證31號（和平電廠輸電塔倒塌停電案）研 　　究文，另存有在諸多違誤，前文所採用之研究方法，亦即 　　觀察移除特定產品後對其他產品之移轉率，據以探討IPP 　　業者間是否具有競爭關係，實係源自於105年對於南加州　　　核電廠停業事件之研究。然南加州之發電市場已完全自由 化，發電業者可自由於市場上進行價量競爭，與我國發電 市場目前仍受高度管制之情形截然有別。而和平電廠輸電 塔倒塌為不可抗力事由所造成之例外事件，前文企圖以單 一例外事件建構IPP業者間存在競爭關係之原則，取材上 顯有重大違誤。且安全及穩定供電向來為參加人電力調度 之首要考量，在和平電廠輸電塔倒塌致供電量短缺之情況



下，參加人必須從既有之發電機組（包含參加人自身機組 及IPP業者之發電機組）調度，以補足電力缺口，此並非 各IPP業者發電層級的議題，而是參加人調度輸配層級的 議題。因燃煤業者屬基載機組，已24小時供電，故參加人 必然僅能向燃氣業者增加調度，然此際之調度，屬於原訂 排程外之緊急調度，由參加人單方發動，實係參加人調度 輸配之權能，並非燃氣業者主動為價量競爭之結果，自不 足以作為IPP業者互為水平市場競爭者之論證依據。況受 制於中油公司供應之天然氣量，燃氣業者每年可供應參加 人之發電量有限，加上購售電合約已明定燃氣業者之容量 因數，一旦參加人於前開電力短缺期間向燃氣業者增加調 度，其後迄至該年度屆至前之調度量勢必減少。換言之， 於年度總發電量受限之前提下，燃氣業者全年供應參加人 之電量並不當然因此增加，更具體而言，或可認為參加人 僅係「提前」調度燃氣IPP業者之電力，以因應緊急電力 需求，而非「增加」調度。亦即和平電廠無法供應之電力 ，事實上並未移轉至燃氣業者，文稿中所稱移轉率為0.45 ，僅係參加人在特定期間為因應突發事件而「提前」向燃 氣業者調度之結果，然若放眼參加人全年度向燃氣業者之 調度量，可發現並無文稿所稱增加調度之情形。另前文中 亦指出參加人於和平電廠輸電塔倒塌期間，未選擇向發電 成本較低之燃煤業者調度，反而向發電成本較高之燃氣業 者調度，係因燃煤業者之供電量已接近滿載，缺乏進一步 增加發電量之空間。由是益證，供電量之移轉，完全取決 於參加人單方面之調度，不足以作為判斷IPP業者間是否 存在競爭關係之依據。
⑷實則，原告於101年11月22日同意調降資本費率並與參加 人完成修約後，迄今未見參加人大幅增加對原告於保證發 電時段或非保證發電時段之用電調度，益證參加人與各 IPP業者間之不同交易條件，不足以影響參加人之用電調 度或購電決定，被告認定參加人與各別IPP業者議定之不 同交易條件，將足以影響參加人之調度決定，而為全體 IPP業者間互為競爭之條件，現實上從未發生。（四）IPP業者非位於同一地理市場：
１、欠缺供給替代性：供電地理位置互不相同。依「公平交易 委員會對於相關市場界定之處理原則」（下稱「市場界定 處理原則」）第5點規定，界定地理市場時應同時考量電 力產品之供給替代性及需求替代性。由參加人於88年2月 19日第三階段開放民間設立發電廠之公告中，明訂開放北 部地區之發電廠容量為200萬瓩，中南部地區為150萬瓩，



東部地區為70萬瓩，可看出參加人早於開放發電業時，即 已有意將全臺區分為不同地理市場，被告主張發電市場為 全臺，自非有據。就供給替代性而言，特定IPP業者所供 應之電力，僅能依約送往特定之超高壓變電所，無法跨區 送至其他區域或變電所。以原告為例，原告所生產之電能 須全數送至參加人之「山上變電所」，無法輸送至其他區 域。是以，IPP業者間之供電地理位置彼此間顯互不相同 而欠缺替代性，參加人無從於別的變電所取得原告所發的 電，足證IPP業者非位於同一地理市場。
　２、欠缺需求替代性：參加人無法跨區於其他變電所取得原告　　　所生產的電力。自參加人之需求替代性以觀，亦可得出各　　　IPP業者地理市場並非同一之結論。蓋參加人僅能在指定　　　之變電所獲致原告所生產之電力，無法跨區於其他變電所　　　購得原告所生產之電力，參加人亦無法在原告經指定之變　　　電所取得其他IPP業者所生產之電力，就此而言，各IPP業　　　者之地理市場實互不相同。
　３、全島為同一地理市場，會造成鉅額線路損失，致參加人無　　　法於各IPP業者間自由轉換交易相對人，足證IPP業者彼此　　　間不具替代性而非位於同一地理市場。原告等IPP業者與 全國唯一發、輸、配、售電垂直整合之綜合電業參加人交 易僅存在於發電階段，故於界定IPP地理市場，為電力傳 送至參加人指定之高壓變電所（責任分界點）後即屬參加 人之責任，則於界定IPP業者之地理市場時，自應以責任 分界點為界詳如上述。又參照能源局2015年2月5日之能源 報導「流失的電-談『線損』」中，清楚提及參加人長期 　承受鉅額線路損失，迄至2014年方將線損比例自9.2％降 　至4.09％可知，在線損數額極鉅之情況下，參加人於電力 　調度時，絕無可能完全不考量電力跨區傳輸之問題，必然 　係以同區調度為優先，參加人顯無法在各IPP業者間自由 　轉換交易相對人，足證IPP業者彼此間實欠缺替代性，自 　非屬同一地理市場。
（五）IPP業者非位於同一產品市場
１、保證時段與非保證時段的電力非屬同一產品市場。　　⑴產品市場的界定不能僅斟酌產品的物理同質性。電力為靜　　　止或移動電荷所產生之物理現象，無論係以何種方式產生　　　，在大自然中均僅能以單一型態呈現，故於討論IPP業者　　　是否位處同一市場時，如僅著眼於電力之同質性，顯將獲　　　致全球僅有單一電力市場之荒謬結論，與被告及參加人向　　　來將臺灣電力市場細分為核能、燃煤、燃氣、汽電共生、　　　離岸風電等不同市場之立場有別。故於界定「發電」市場



　　　時，除考量「電」的物理特性外，更應該將其他因素（如　　　時間因素、發電區域限制等）納入考量，才能符合界定市　　　場以為競爭分析之目的。發回判決及被告以各IPP業者所 生產之電力產品並無不同為由，作為全體IPP業者位處同 一產品市場之理由，顯屬率斷，而不足採。
　　⑵時間面向亦為市場界定要素之一。電力具有無法儲藏且須　　　同時同量消費之特性，故於界定其產品市場時，尚須特別 將「時間」要素納入考量，方能正確定義其市場內容及範 圍。誠如黃銘傑教授104年9月14日法律意見書及市場界定 處理原則第3點第2項可知，即使係對同一交易相對人銷售 物理特性完全相同之電力產品，亦必須考量因時間因素， 而於各時段（離峰、尖峰、超尖峰時段）電力間，缺乏替 代或轉換可能性，故不應單純僅因交易相對人及電力產品 物理特性相同，即逕將之籠統界定為同一產品市場，否則 將喪失界定市場以為競爭分析之意義。
⑶保證時段費率與非保證時段費率不會構成潛在競爭。 　①保證時段之購電數量及價格均已明定於購售電合約，無 論各家IPP業者之容量費率或能量費率高低，或參加人實 際採購電量為何，均須按約定之購電數量，給付容量電費 予IPP業者（Take-or-Pay），故就保證時段費率而言， IPP業者間實無從進行價量競爭。
②至就非保證時段之費率而言，同前所述，原告為第三階 段之IPP業者，並無任何電價「競標」行為，故原告與其 他IPP業者根本無法就非保證時段費率之「價格」從事競 爭。此外，原告等燃氣電廠，囿於天然氣供應限制、環評 、機組容量裝置及安全等條件限制，原告每年實際發電時 數僅有3,504小時，在扣除保證時段3,134小時後，僅餘 370小時可供非保證時段調度。然因原告機組每次起停所 佔用之時數，全年合計即已高於非保證時段之370小時， 故原告實際上根本無多餘電力可供參加人於非保證時段調 度，足見原告與其他IPP業者就非保證時段費率而言，根 本無從於「數量」上從事競爭，彼此間亦不存在任何實質 或潛在競爭關係。
　２、本件資本費率調整爭議僅影響保證時段的費率，不影響非　　　保證時段的費率：
⑴參照本院卷第328頁至331頁原告提出之時敘表，參加人自 97年9月4日召開第一次協商會議開始，雙方歷次集會討論 議題均聚焦於影響「資本費率」之利率因素，不僅會議名 稱為「IPP購電費率隨利率浮動調整機制」，參加人於會 議中更一再重申資本費率之修訂為96年修訂燃料成本費率



之延續，即使當時數家IPP業者表示應一併考量其他影響 購售電費率之因素，參加人仍堅持先建立利率（資本費率 ）調整機制，並言明「其他影響購電費率之因素，基於公 平合理原則，應比照燃料成本費率調整機制之處理模式， 俟本案協商完成後另行商議。」參加人自97年起至102年 與IPP業者完成購售電費率修約事宜前，共提出A.購售電 費率隨利率浮動調整；B.資產報酬率ROA超過60％部分回 饋參加人；及C.借款餘額之利息差額回饋參加人等三協商 方案。第一協商方案僅涉及容量費率（以資本費率為主） ，而與能量費率無涉；證人蔡志孟於原審準備程序，亦明 確證稱第二及第三協商方案與容量費率或能量費率均無關 聯。而原告與參加人於102年1月28日完成修約，修約方案 係要求原告應將利率下降所減省之貸款利息費用，反映於 資本費之減少（亦即原告貸款餘額之利息差額應回饋參加 人），而減少公式則為原告之貸款餘額乘以利率差額，故 修約方案並未更動購售電合約所約定之容量費率或能量費 率。
⑵容量費率非參加人向各IPP業者調度電力之考量因素；依 依購售電合約第15條第5項、第30條第2項及第31條第2項 約定，原告及其他IPP業者在購售電合約25年效期內之容 量電費收入是被保證的，無論參加人實際調度電量為何， 均須依保證發電時段全年總時數3,134小時計費售電量計 算支付容量電費。在此情況下，參加人必然要求各IPP業 者於保證發電時段，依各自之購電容量（即各IPP業者發 電機組之最大出力）供應保證發電量，亦即在保證發電時 段，各IPP業者將依購售電合約規定供應電力予參加人， 參加人亦將依約進行調度，要無參加人決定是否調度之問 題（因不調度也必須付全數保證時段容量電費），故容量 費率既僅影響保證時段電費，且係受保證支付的，自無可 能成為IPP業者競爭的考量因素。
⑶又資本費率調整僅涉及保證時段的容量費率，與能量費率 得否成為非保證時段競爭因素的判斷無涉。被告認定各家 IPP業者「以拖待變」，無非係各家IPP業者未能即時就保 證時段容量費率計算公式中之「固定利率水準」，與參加 人研議修訂，是本件所涉資本費率之調整實僅影響保證時 段之容量費率，與非保證時段之能量費率無涉。發回判決 未能釐清資本費率調整與非保證時段之能量費率並無相關 ，率爾要求本院調查能量費率得否成為非保證時段之競爭 因素，顯已構成行政法上所禁止之不當聯結。
　３、縱認本件應將非保證時段之能量費率納入考慮，惟能量費



率實際上亦無法成為IPP業者同意修約調整資本費率之誘 因：
⑴能量費率的計算方式已明定於購售電合約。購售電合約第 31條業已明定能量費率之計算公式，不容原告無視合約明 文約款恣意調整。即使不同階段之IPP業者間能量費率互 不相同，由能量費率之決定過程，亦充分顯示此種費率差 異並非市場競爭之結果，而僅係忠實執行購售電合約之證 明。或有謂，倘特定IPP業者同意修訂保證時段容量費率 之資本費率利率水準，參加人即可藉由經濟調度，增加對 該IPP業者之電力調度量，於此情況下，勢將引發IPP業者 間之競爭關係，則純屬臆測而不符合我國發電市場實況， 更不符合參加人電力調度之規範。若真有此等情形，無異 承認參加人之電力調度根本與能量費率高低無涉，而是其 可基於獨占地位恣意操控者，若參加人無視各購售電合約 之約定，而藉由此種故意不向特定IPP業者調度或減少調 度等作法，逼使IPP業者同意修約，更是明確違反公平法 之違法作為。
⑵原告機組每年發電量有限，無多餘非保證時段電力可供參 加人調度。容量因數為裝置容量「理論上」之發電量及「 實際上」發電量之比值。依購售電合約第2條約定，參加 人向原告購電之年購電容量因數為40％，亦即參加人保證 每年向原告購買3,504小時之發電量，原告亦須保證每年 可提供參加人3,504小時之發電量。另受制於中油公司獨 家供應之天然氣數量有限，包含原告在內之燃氣IPP業者 僅能在不超過容量因數40%之範圍內供給參加人電量，再 扣除購售電合約所明定之「保證時段」時數3,134小時後 ，每年僅餘370小時「非保證時段」時數供參加人調度， 詳如前述（原告實無多餘「非保證時段」電力可供參加人 調度）。又參加人於保證發電時數，必須支付容量電費及 能量電費（主要包含變動營運與維護費及燃料成本）；非 保證發電時數（於容量因數40%範圍內，須支付能量電費 ）。惟就容量因數40%至50%之額外發電時數，參加人卻僅 須支付原告能量電費中之「燃料成本」，亦即原告須自行 吸收機組運轉所必然產生之營運與維護費，等於發越多電 卻吸收越多成本，甚不合理。
⑶參加人提出參證15、16所示保證時段時數及非保證時段時 數與購售電合約所載者不一致的說明：經原告查詢歷年收 款紀錄，自原告與參加人開始執行購售電合約以來，原告 每年均可依購售電合約約定，向參加人收足3,134小時保 證發電量之容量電費及能量電費，以及其他非保證時段發



電之能量電費，未有任何一年發生短收之情形。至於參加 人於提出參證15號及16號，主張其於98年至103年間向原 告購電數量，保證時段占總購電量比重約65％，非保證時 段約35％云云，則係參加人以原告全年實際發電總度數反 推計算之結果，無法如實呈現雙方執行購售電合約之現況 ，自無足憑採。
４、經濟調度由參加人單方決定電力調度順序，IPP業者僅能 被動配合。無論係依經濟調度或優良電業運行慣例，均明 訂由參加人單方決定電力調度順序，IPP業者僅能被動配 合，無法主動調整價格以爭取更多交易機會。換言之，國 內發電市場之交易機會，係由參加人以單方調度方式自行 分配，並非IPP業者價量競爭之結果。
５、發電成本（能量費率）高低非決定電力調度順位的唯一考 量因素。依購售電合約第1條第12款規定之電力調度，必 須考量之因素甚多，維持電力系統之穩定及安全，其重要 性更甚於低成本調度此一經濟目的。原審時擔任參加人電 力調度處組長之鄭壽福，亦於作證時多次強調系統安全之 重要性優於經濟調度。且參加人歷年電力調度實務案例， 亦充分證實發電成本（能量費率）高低確非決定電力調度 順位的唯一考量因素，又如參加人前電力調度處處長鄭金