臺北高等行政法院判決
107年度訴更二字第116號
109年4月1日辯論終結
原 告 和平電力股份有限公司
代 表 人 張安平（董事長）
訴訟代理人 李家慶 律師
劉昌坪 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1020147184號訴願決定，提起行政訴訟，經本
院102年度訴字第1731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339號判決廢棄本院102年度訴字第1731號判決
，發回本院更為審理，再經本院以104年度訴更一字第68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505號判決廢棄本院104年度訴更一字第68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 、115號等8件公平交易法（下稱公平法）事件，係基於同一 原處分之事實上及法律上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）、原告、嘉惠電力股份有 限公司（下稱嘉惠公司）、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）、星能 電力股份有限公司（下稱星能公司）、森霸電力股份有限公 司（下稱森霸公司）、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PP），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 PPA之燃料成本（費率）調整機制（原告、麥寮公司為燃煤 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、麥 寮公司分別於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） 介入協處其與國光公司、森霸公司、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】13億5仟萬元）。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1731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339 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68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505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）原處分主文第二項已無執行必要，且任一原告不構成聯合 行為，原處分即應全部撤銷：原處分主文第一項為第二項 之前提，綜合以觀原處分主文第一項及第二項，均應認為 屬下命處分。原告並無拒絕與參加人合意協商購售電費率 之行為，且原告前已於102年8月28日與參加人完成購售電 費率之換文修約，並溯及自原處分作成前之101年12月1日 起生效，故原處分主文第二項顯已無執行之必要。同理， 原處分係將9家IPP業者同列為「被處分人」，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，原處分所依據之基本事實即有錯誤 ，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。參加人為 發、輸、配、售電市場上100%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PPA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。
（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」：原處分第6頁己自承，電力市場尚未自由化 ；且參照世界各國電業邁向自由市場之發展歷程，我國電 力市場確實屬於「vertically integrated markets」（ 垂直整合市場）類型，由參加人獨佔輸、發、配電之專屬 權利，僅將參加人部分專屬發電權交由IPP業者經營，透 過購售電合約與IPP業者進行垂直整合，排除IPP業者互為 競爭之可能性：「In vertically integrated markets with competition 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 jurisdic -tion 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。）（參本院卷第611 頁以下International Experince with Single Buyer Models for Eletricity報告資料）。而我國電力市場一 向由參加人獨家掌握，專營發、輸、配、送電各階段業務 ，參加人僅為解決全台電力短缺之問題，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 電源機組之發電成本訂定，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，足證我國之發電市場顯然並 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。此參照學者王文宇、張玉山、許志義、王京明、黃鈺 愷等文與上開外文資料結論相符，且本件參加人、能源局 與原告等IPP間協商時，一再陳稱參加人與IPP間為合作夥 伴、將IPP視為參加人衛星工廠、參加人與IPP應屬上、下 游供應鍊之合作關係亦足證明，本件尚不存在具有正常供 需機制的「發電市場」。
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，其等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；且參加人早於第一 、第二招標階段，即已自行將發電市場按基、中、尖載等 不同類型之機組劃分，分別設定不同之購電容量及費率， 且分別競比。即使認為IPP業者於競標時存在競爭關係， 該競爭關係亦僅存在於相同機組業者間，原告為燃煤業者 ，屬於基載機組，自無可能與屬中載機組之燃氣業者互為 競爭。而由參加人依機組類型之不同，開放不同之容量及 設定不同之避免成本，亦適足顯示基、中、尖載機組彼此 間不具需求替代性，非水平市場競爭者。因此原告第一階 段基載燃煤電廠，與其他IPP業者間於投標階段無競爭關 係。又電力躉售權即使係以競標方式取得，亦不保證其後 電力市場上必然發生競爭，被告以IPP業者於成立階段， 係先經由一定之競爭方得與參加人簽署契約為由，據此主 張IPP業者間之競爭關係於締約完成後仍持續存在云云， 顯有重大之邏輯謬誤。
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原處分所列9家IPP業者中，僅有原告與麥寮公司為燃煤業 者，屬於參加人優先調度電力之「基載機組」，至於其他 7家業者之發電原料則為天然氣，屬於「中載機組」。由 於發電原料具有顯著差異性，燃煤屬於「基載機組」，因 原料供應相對穩定，而具有可長時間連續運轉之特性，自 非燃氣之中載電力可得替代，故實不應將所有燃煤及燃氣 IPP業者均認屬同一市場之競爭者。
⑵原告與麥寮公司雖同屬基載電力，惟麥寮公司之發電機組 屬中部機組；原告之發電機組屬北部機組，兩者在發電地 理市場上已有顯著之區隔；且原告之發電機組已24小時運
轉滿額發電，然猶未能達到參加人所設定基載電力總發電 量之配比上限，則原告毋須亦無可能藉由降低售電價格向 參加人爭取更多交易機會，可見原告與麥寮公司自不存在 競爭關係。
⑶IPP電廠建築屬於經濟學上專用性資產（specific assets ），此類資產轉換至其他行業之再配置成本高，故一旦進 行專用性資產之投資，交易雙方即面臨著不完全市場，無 論賣方或買方均會被鎖定在一種「雙邊壟斷」之關係中。 考量反覆協議所耗費之成本遠較設計、簽署長期契約所耗 費者為高，故交易雙方均會嘗試透過簽訂長期契約，在契 約內載明雙方之權益及風險分配，以降低履約之不確定性 及磋商成本。此觀前述國際知名策略顧問公司Castalia於 2013年8月曾針對各國電力市場出具研究報告（Internati -onal Experince with Single Buyer Models for Eletr -icity）亦載明「無論係不請自來之收購或競標，發電業 者均需公用事業與其協商購售電合約，按購售電合約於一 定期間內依一定價格收購電力」、「換言之，購電者透過 簽訂契約購買一定數量之電力，無論市場上對於此部分電 力之需求是否確實存在」、「此等風險配置及電費結構之 結合，意謂IPP投資計畫相對而言風險較低。在多數情況 下，此代表IPP業者能取得專案融資－此種融資通常涉及 高資金槓桿操作，且借貸方除計畫興建之資產外，無法提 出其他形式之擔保品。」（本院卷第611頁以下即648-649 ）是以，歐盟執委會向來認定購售電合約具有政府補貼之 性質，透過保證收購電量及價格等手段，鼓勵合理民間電 廠進入發電市場。
⑷本件參加人與原告間購售電合約，即體現前述長期合約事 前合理配置風險及政府補貼之精神。以下分就售要對象、 價格、數量分述如下。
①購售電對象，依經濟部83年9月公布之「開放發電業作 業要點」第四點規定，原告等IPP售電對象僅限參加人 。
②購售電價格：參加人與原告間PPA契約第35條，已就合 約有效期間內各年度之容量費率及能量費率，其具體數額 業明定；第35條第1項後段雖約定部分影響容量費率或能 量費率高低之費率因子，如營運與維護費、燃料成本及能 量費率有關開發電源捐助基金部分，參加人應於每年一月 一日調整，然其調整方式亦已明定於第35條約定內，由參 加人依一定指數、變動率或提撥標準直接計算，無待締約 雙方另行商議，亦不受市場供需之影響。又第35條第1項
第4款約定，僅有於A.政府法令變更時；或B.前一年參加 人向原告購電平均單價之營運與維護費率部分超出上一會 計年度參加人相同燃料全部機組之平均營運與維護費之 110％時，雙方方得另行商議調整合約內所定各項費率。 因此，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，自無參加人所稱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云云之情 形。
③購售電數量：依PPA契約第1條第14款、16款約定及前言 （原告發電機組之額定出力為64.855萬瓩），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。甚者，即使參加人任意延長或縮短保證發電時段， 依購售電合約補充說明第5條第3項約定，參加人依原保證 發電時段應給付原告之容量電費，亦不因此致生任何增減 變動。又原告於保證發電時段售予參加人之電度數，即為 一般所稱之買定條款（亦即買方必須買，賣方必須賣）， 原告若因故未能售足應售數量，須支付參加人不足售量之 容量電費罰款；買方若因故未能調度接收所有應購數量， 亦須支付賣方全額可售保證發電數量之容量電費。又非保 證時段，依PPA契約第1條第15款，係指全年保證發電時段 以外之時段，在該時段原告發電廠應配合參加人系統調度 運轉。原告為燃煤業者，發電成本遠較燃氣業者為低，屬 基載機組，除歲修期間外，其餘時段均連續滿額發電不停 機。故原告全年非保證時段所供應之電量因發電機組己達 最大出力，而無再視市場需求或與參加人協商結果有任意 增減之空間。
④上開購售電對象、價格、數量（及費率）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 無參加人所稱IPP業者得任意與其協商變更合約條件以爭 取更多交易機會云云之情形。
４、被告所提出之和平電廠輸配電電塔倒塌（乙證31號）研究 中文稿存在諸多違誤，無足憑採：
⑴文稿所採用之研究方法，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。在尚未自由化之發 電市場中，以僅適用於自由競爭市場之研究方法檢視IPP 業者間之競爭關係，其所得結論實不具任何參考價值。 ⑵原告電廠之輸電塔倒塌為不可抗力事由所造成之例外事件 ，文稿企圖以單一例外事件建構IPP業者間存在競爭關係
，取材上顯有重大違誤。
⑶在原告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調度，以補足電力缺口，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， 遑論IPP業者間並無及時比價，無從供參加人選擇向電價 低者先行購買，自不足以作為IPP業者互為水平市場競爭 者之論證依據。
⑷原告和平電廠輸電塔倒塌事件，參加人僅係「提前」調度 燃氣IPP業者之電力，而非「增加」調度，原告電廠無法 供應之電力，事實上並未移轉至燃氣業者，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 云云之情形。
⑸另文稿中亦指出參加人於原告電廠輸電塔倒塌期間，反而 向發電成本較高之燃氣業者調度，係因參加人主觀認知燃 煤業者之供電量已接近滿載，由是益證，供電量之移轉， 並非以價量競爭作為調度之基準，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，且參加人之調度決定，更非僅考量發電成本。（四）IPP業者非位於同一地理市場：
１、電力之輸、配、送均由參加人專營，無由作為界定本件發 電市場範疇之判斷依據：
⑴原告僅負責發電並供應電力予參加人，至於參加人其後如 何輸、配、送原告所供應之電能，均非原告可得置喙，亦 非屬購售電合約所規範發電業務之範疇，參照證人蔡志孟 於本院原審證詞即明。即在我國電力市場完全自由化前， IPP業者與參加人間之電力交易，實係由IPP供電，再由參 加人輸配送及售電予終端用戶之產銷分離階段。發回判決 誤將IPP業者僅從事之發電業務，與參加人所專營之輸、 配、送電業務混為一談，顯無法正確界定本案所涉之地理 市場。
⑵至於經濟部或參加人於同意IPP業者申設電廠時，是否曾 考慮各該IPP業者所在地理位置、參加人於各該縣市有無 設立發電廠及發電量是否足夠等，均屬於電力調度層面之 問題，與原告等IPP業者所營之發電業務亦均屬無涉。 ２、IPP業者間之供電地理位置彼此間顯互不相同，而欠缺供 給替代性，按特定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「冬 山變電所」，無法輸送至其他區域，是IPP業者間之供電 地理位置彼此間顯互不相同而欠缺供給替代性，參加人無
從於自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。
３、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；即參加人亦無 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，欠缺需 求替代性。
４、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：
⑴參加人為我國唯一發、輸、配電垂直整合之綜合電業，而 IPP業者與參加人之交易僅存在於發電階段，故於界定IPP 業者之地理市場時，自無由以參加人輸配送電之行為，作 為判斷IPP業者彼此間有無替代性之依據，應以責任分界 點為界。況依PPA約定，IPP僅能將發電電力躉售並傳送至 高壓變電所之責任分界點。
⑵能源局2015年2月5日之能源報導中，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％（線損的數字能下降1個百分點，就可以減少60 億元的燃料成本），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，故於界定「發電」 市場時，除考量「電」的物理特性外，更應該將時間因素 、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。
⑵時間面向亦為市場界定要素之一。按電力具有無法儲藏且 須同時、同量消費之特性，參照公平交易委員會關於相關 市場界定之處理原則第3點第2項規定，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依購售電合約之約定，參加人須依「take-or-pay」原 則，每年向IPP業者購買一定保證數量之電力（依保證時 段費率購電）。於電力需求量高而超於購售電合約所明定 之保證時段購電量時，再依購售電合約之約定購買其他所 需電量（依非保證時段費率購電）。
②對於需求者參加人而言，受制於購售電合約之約定，其 必須支付固定時數之保證時段電費，不僅無法要求IPP業 者將其保證時段未消費完畢之電力儲藏至非保證時段使用 ，亦無法拒絕購買屬保證時段費率之電力。就供給者IPP 業者以觀，IPP不能因價格考量（非保證時段費率優於保 證時段費率），即恣意以非保證時段費率之電力取代屬保 證時段費率之電力（綜然因參加人不調度亦應支付保證時 段電費即前述take-or-pay）；由是可知，保證時段費率 之電力與非保證時段費率之電力，雖物理特性相同，但因 購售電合約之規範，致使二者間顯不具有任何需求或供給 之替代性。
③參照被告於107年OECD－韓國政策中心競爭計劃「市場 界定」研討會所為之會議報告案例（啤酒可能替代品燒酒 ，不屬同一市場），亦足證，保證時段費率購電量已明定 於購售電合約，即使非保證時段費率低於保證時段費率， 參加人仍需依約購買購售電合約所訂之保證時段電量，不 因非保證時段費率較低，而降低其於保證時段之購電量， 足見二者（保證時段與非保證時段）不具替代性，確分屬 不同市場。
２、本件訟爭協商之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自97年9月4日參加人召開之歷次會議，協商重點均為容量 費率中的資本費率。依兩造及參加人整理之時序表，自參 加人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，迄原告與參 加人於102年8月28日完成修約，參加人計提出方案包括① 購售電費率隨利率浮動調整（僅案以資本費率為主容量費 率）；②資產報酬率ROA超過60%部分回饋參加人；③借款 餘額之利息差額回饋參加人（依證人蔡志孟證稱②③方案 與容量費率或能量費率均無關聯），而最後參加人與原告 達成修約合議（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，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，即原告電價競比當日台銀基本放款利率扣除前一
年五大銀行新承作放款加權平均年利率），故修約方案最 終仍回歸影響「容量費率」之資本費，與能量費率全然無 涉。可見能量費率之調整既從未在參加人與IPP業者就資 本費率之協商範圍內，探討能量費率得否成為非保證時段 之競爭因子，即顯屬與事實相悖之假設性議題，無任何實 益可言。
⑵容量費率非參加人向各IPP業者調度電力之考量因素：依 購售電合約第1條第18款及第36條約定，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之保 證發電量計算支付容量電費，則參加人必然要求各IPP業 者於保證發電時段，依各IPP業者發電機組之最大出力供 應保證發電量，要無參加人決定是否調度之問題，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 因素云云，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原告同意修約調整資本費率之誘因： ⑴原告為燃煤業者，能量費率已是最低（燃煤發電之費率為 2.21元/度，其他7家IPP燃氣發電之費率則為3.96元/度） 發電原料及供電成本上實存在顯著差異，致使其成本結構 完全不同，根本無法視為同一市場而為競爭分析。依原告 與參加人間之PPA約定之電價，原告不論在保證時段或非 保證時段之電價，均遠低於參加人依其他購售電合約向其 他燃氣業IPP採購之電價（此眾所周知，且為參加人明白 揭露於其「各種發電方式之發電成本」之公開資訊網站） ，是縱依被告所言，參加人於非保證時段，係按能量費率 高低決定向各IPP業者調度之順序，且原告如被告所稱就 價格上有不為向下調整之決意（假設語氣），然原告此項 不為調整之決意，在原告已是市場最低價格供應者的情形 下，實已不可能對市場交易秩序產生影響。被告機關對此 知之甚稔，卻仍置此不顧，任意枉法裁罰，其不當顯甚。
⑵況原告為24小時滿載發電之基載機組，已無多餘電量可供 參加人於非保證時段增加調度。本件行為時基載電源完全 不足支應臺灣之夏季離峰用電時段所需。在原告之發電機 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，原告毋須也無可能藉由降低售 電價格向參加人爭取更多交易機會。況原告於設立電廠之 際，須依相關環評法規向主管機關提交環評計畫申請核可 ，亦須依主管機關所核可之環評計畫及環評許可運營電廠 ，茲因發電所排放之總廢氣量須受相關環保法規之高度管 制，故原告之總發電量亦因此受到法規限制，而無法無條 件配合參加人於「非保證時段」增加供電量，否則原告公 司及其負責人，均可能因此背負行政甚或刑事罪責。 ⑶綜上，原告之能量費率已是最低，於非保證時段供電予參 加人本已不敷成本，於價格層面上，根本無可能如被告所 臆測的有「降價」爭取更多交易機會之可能性。按依購售 電合約要求，原告必須配合供電，不得任意於非保證時段 降載，否則須支付參加人向其他業者購電之替代成本，故 原告事實上幾乎已經是24小時發電，根本毫無餘裕再配合 參加人額外供電。不論是價格方面（於非保證時段供電予 參加人實不敷成本）或數量方面（原告實已滿載發電）， ，均無所謂「能量費率」得為「非保證時段」競爭因素與 事實完全不符情況。
４、參加人提出參證15、16所示保證時段時數及非保證時段時 數之說明：按原告與參加人間購售電合約第1條第14款及 第15款關於保證發電時段及非保證發電時段之定義所為計 算，是在原告全年度均不停機的前提下（現實中不可能發 生），各年度按購售電合約存在的最大保證時數及非保證 時數比例約為46:54，亦即非保證時數原本即略高於保證 時數，而參加人提出參證15及16所載各年度保證時數及非 保證時數，則為參加人依每年度實際向原告購入之「電力 度數」，兩者間不同。
⑴原告電廠有兩台發電機組，每台發電機組之額定毛出力64 .855萬瓩（參購售電合約第一章「總則」約定），亦即原 告每台發電機組在滿載時之瞬間出力為64.855萬瓩(kW)， 如乘以發電時數，則為原告每台機組在滿載之情況下可供 應之毛電力度數。換言之，瓩(kW)乘以時數(h)=度。而依 參加人參證15、16前開換算方式，存在下列問題。 ①原告一號機及二號機雖同時運轉，但是否因參加人調度 降載、有無故障或是否需停降載維修等情形互不相同，且 何時發生均難預期，是各機組於保證時段及非保證時段所
實際供應之電力度數必然有別，參加人逕將其每年度於保 證發電時段及非保證發電時段分別向原告購入之「電力度 數」除以二，顯過度簡化，且無法如實反映各機組於保證 時段及非保證時段所實際供應之電力度數。
②參照上開原告發機組滿載發電度數之說明，參加人以其 向原告實際購入之電力度數，除以機組滿載時之瞬間淨出 力，所據以得出之保證時段時數及非保證時段時數，必然 低於依購售電合約所計算之保證時段時數及非保證時段時 數。蓋參加人此種計算方式，係在原告之發電機組均持續 滿載發電之預設前提下所得出之時數，然實際上，原告之 發電機組或因參加人調度降載、有無故障或是否需停降載 維修等前述之因，而非隨時處於滿載狀態，且原告之機組 一旦因大修（參購售電合約第22條及第23條）而停機，重 新起機後，尚需約數十小時之暖機時間方能再達到滿載發 電之狀態，此乃基載機組之特性使然。凡此原因，將參加 人購電度數除以滿載淨出力瓩數所換算之保證時段時數及 非保證時段時數，自必然會低於購售電合約所定時數。 ⑵參照原告整理之購電合約年時數對照表（本院卷第1370頁 至1371頁），購售電合約年度時數及參加人所換算之時數 雖有落差，但非保證時數之差距均大於保證時數之差距（
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