公平交易法
臺北高等行政法院(行政),訴更一字,104年度,64號
TPBA,104,訴更一,64,20170525,2

臺北高等行政法院判決
104年度訴更一字第64號
106年4月25日辯論終結
原 告　新桃電力股份有限公司
代　表　人　吉賀博（董事長）
訴訟代理人　李宗德　律師
　陳信宏　律師
　白梅芳　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　林馨文
　劉錦智
　劉栖榮
複代理人 洪萱
參 加 人　台灣電力股份有限公司
代　表　人　朱文成（董事長）
訴訟代理人　潘正芬　律師
陳修君 律師
　丘信德　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1020147186號訴願決定，提起行政訴訟，經
本院102 年度訴字第1715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330 號判決廢棄原判決，發回本院更為審理
，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由被告負擔。
　　事實及理由
甲、程序事項：
一、本件於訴訟繫屬中，原告代表人由西尾正變更為吉賀博，被 告代表人由吳秀明變更為黃美瑛，參加人代表人由黃重球變 更為朱文成，均已具狀聲明承受訴訟，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12 7 條第1 項定有明文。查本件與本院104 訴更一字第81號、 104 訴更一字第76號、104 訴更一字第75號、104 訴更一字



第68號、104 訴更一字第66號、104 訴更一字第65號、104 訴更一字第69號、105 訴更一字第21號等8 件公平交易法事 件，係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。乙、實體方面：
壹、事實概要：
經濟部為解決參加人台灣電力股份有限公司因民眾抗爭無法 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 次有原告與訴外人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）、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），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，原告及國光公司、長生公司、 嘉惠公司、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台幣【下同】5 億8仟萬元）。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1715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330 號判決（下稱發回判決）廢棄原判決 ，發回本院更為審理。
貳、本件原告主張：
一、公平交易法介入管制之市場應為「具有自由競爭機制之市場 」，對於因國家法令或政策限制而導致不存在市場機能之產 業，實非本法下之市場，本案自無法將發電事業界定為同一 發電市場：
（一）電力的特性無法儲存，須即發即用，非保證時段發的電無 法儲存到保證時段使用，二者間無法替代。又保證時段電 費是容量電費加能量電費，非保證時段電費則僅能量電費 ，實因保證時段屬用電尖峰時段，其電費比用電離峰時段 之非保證時段所發的電費為貴，可見保證時段和非保證時 段發電之經濟價值及效用也不同，自不應劃歸於同一產品 市場。
（二）原告之營業區域為「新桃發電廠廠址區域」，即原告依法 可供電之範圍，原告不可能將電力供給到廠址區域以外的 地方，更不可能以臺灣本島為供給電能或營業區域之範圍 ，電業法第20條本即不容許在同一地理範圍有多數電業從



事競爭，根本排除同一區域有二個以上電業存在之情況。 此不同於一般工廠之廠址位址與其營業區域未必相同之情 形。至被告以單一電力網稱臺灣本島為發電市場之地理市 場云云，然參加人可以送電到全島各地是涉及參加人本身 的供電區域，原告電力到龍潭超高壓變電所後即為參加人 電，參加人如何將其所有的電為傳輸，與原告無涉，被告 顯然混淆參加人及IPP 業者之供電區域，將參加人有能力 將其自己的電力傳輸到全台各地，基此誤認參加人之營業 區域當作原告之營業區域，顯屬違誤。
（三）電力傳輸不可避免地導致線路損失，不僅增加供電成本， 也降低電力系統之穩定及安全性，故不論經濟部的能源政 策或參加人之電源計畫，均強調及追求電力的區域平衡， 避免電力的長距離輸送。區域供需平衡是節省成本並確保 電力系統穩定與安全之重要措施，不僅政策上在興建電廠 時，須顧及上情，讓發電端與負載端之距離縮短，參加人 實際執行時，更盡力避免大量電力之遠距傳輸，此乃我國 供電區域區分為北、中、南三區，並未將臺灣本島劃歸於 一個供電區域，及我國電廠分佈在全國各地，而區分不同 階段設立之IPP 業者，其廠址會散落於北中南三區之原因 。再者，1%的線損就是60億元的損失，遑論電力傳輸對系 統安全造成之危害成本，故參加人的電源計畫就是要減少 電力的南電北送，追求區域平衡，其考慮的就是成本、效 率、安全，足證南電北送對參加人係一高轉換成本的不得 已措施。被告以例外不得已的措施，稱電力傳輸成本極低 或沒有成本，自有誤解。
（四）發回判決關於「產品價格調整時，參加人移轉購買之情事 」之問題真意，係在探求當某一IPP 業者漲價時，參加人 移轉向未漲價之另一IPP 業者購買之替代可能性。然IPP 業者之售電價格已為PPA 所限定，並無片面調整價格之能 力。即使某一IPP 業者向參加人通告調漲價格，參加人仍 應按PPA 約定之價格付費。至參加人稱價格於本次購售電 費率隨利率浮動調整之協商過程已有調整，價格未被PPA 限制云云。然協商後購售電費率並未變更，乃因IPP 業者 回饋參加人。退步言，縱認此亦係降價，更證參加人與IP P 業者之購售電關係中，價格只有調降可能，沒有調漲空 間，益證我國電業不存在自由競爭市場。縱認協商後降價 ，降價後卻未致購電量增加，不符合經濟供需法則，再證 本案並無自由競爭市場，足見本案界定存在一個自由競爭 之發電市場，實屬違誤。
（五）「價格愈低，需求愈大」之需求法則為被告所自承。原告



為所有燃氣IPP 業者中價格最便宜者，按經濟學原理，參 加人理應盡量多調度原告的電才是，但事實上參加人並未 因此而多調度原告發電。又我國用電吃緊，參加人對於向 IPP 業者購電之需求增加，需求增加理應導致價格上漲， 然於需求增加期間，並無任何IPP 業者漲價。復若按參加 人主張與IPP 業者達成協商後購電價格實質上降價，依供 需法則，其購電量理應增加，然本案中參加人對原告之購 售電需求量並無變化，可見購售電交易中價格下降不會導 致購電量之增加。且協商後若價格變低，供給量應會減少 ，然卻沒有任何IPP 業者因此減少供給量，仍依PPA 之數 量售電。再者，第一、二階段IPP 業者依PPA 約定須接受 參加人調度發電，故非保證時段只要參加人要調度發電， 就算虧損IPP 業者還是只能發電。參加人本無須考慮IPP 業者是否虧損，只要便宜理應多調度發電，惟實際上在非 保證時段參加人仍未向價格比較低的廠商多調度發電。供 需法則於上述及非保證時段均不生作用，係因我國電力產 業係由國家公權力規範，而非透過自由競爭市場之作用， IPP 業者發電決定權在參加人，非IPP 業者本身。（六）我國電力市場架構為參加人獨占，不存在競爭機制，且價 格受到管制，此架構已存在超過50年。且依電業法規定可 知，電業具有在固定區域專營之性質，同一區域內只會有 一家電業，不可能存在複數電業彼此競爭，以臺灣本島為 營業區域供給電能者僅有參加人。參加人僅將IPP 業者廠 區之發電專營權，授權給IPP 業者使用，每家IPP 業者都 限於在其廠址區域供給電能。且原告IPP 等業者只能接受 參加人之調度指令，無從自由決定是否發電，購電價格及 數量均經參加人同意而受制於PPA 。若參加人要求不發電 ，原告等IPP 業者亦無法自行決定發電，故IPP 業者並無 能力變更電能供給量及價格，其性質僅是接受參加人調度 指揮之附屬電廠或衛星工廠。
二、本件競爭關係之分析：
（一）依PPA 補充說明第24點第3 款規定及原告機組特性，每日 起機約需1.5 小時，停機則約需0.5 小時。原告需依據基 本運轉模式生產電力，而參加人則保證採購基本運轉模式 下所生產之電力。基本運轉模式下之發電已包括保證時段 發電、及起機與停機期間之非保證時段發電，故基本運轉 模式下之非保證時段發電係附隨於保證時段發電，並非基 於參加人經濟調度所生。除基本運轉模式外，原告與參加 人之PPA 並無約定非保證時段發電量。原告之保證時段及 非保證時段發電，均於PPA 即已約定，無與其他IPP 業者



競爭參與非保證時段發電取得交易數量之情形。（二）既然保證發電時段原告等IPP 業者並無競爭關係，則在基 本運轉模式下所附隨於保證發電時段之非保證時段發電， 自也不可能產生競爭關係。是原告基本運轉模式下之發電 ，不論保證時段或非保證時段，均不與其他IPP 業者產生 競爭關係。至基本運轉模式以外之非保證時段發電，因第 一、二階段成立的IPP 業者在非保證時段不參與經濟調度 ，原告為第二階段成立IPP 業者，亦無與其他IPP 業者在 非保證時段從事競爭。縱PPA 補充說明第24點第11項約定 參加人得於基本運轉模式外調度原告機組，惟倘參加人要 求原告於基本運轉模式以外之非保證時段發電，必然造成 原告年度天然氣用量不敷基本運轉模式所需，此時參加人 不僅須就該等超過基本運轉模式之調度支付容量電費與能 量電費，且日後當原告天然氣用完，即使於基本運轉模式 內也無發電義務，而參加人此時將需要調到高成本的機組 來補足電量。是參加人若擬調度原告基本運轉模式外之非 保證時段發電，只會導致其成本提高，故參加人未將第一 、二階段納入非保證時段調度發電。
（三）由於我國能源仰賴進口，原告等燃氣IPP 業者也無法臨時 取得超過基本運轉模式所需之額外天然氣用量。參加人曾 對原告承諾燃氣IPP 業者與參加人之25年長期購售電合約 之用氣為take or pay ，因此不會要求業者增購天然氣發 電。，其意義即為「參加人不會調度基本運轉模式以外之 非保證時段電量」足證參加人早就承諾原告不參與非保證 時段之經濟調度。再者，對原告而言在非保證時段發電是 發愈多賠愈多，沒有任何誘因。被告主張IPP 業者可在非 保證時段競爭爭取交易機會，無異主張IPP 業者要加劇虧 損，顯然違背經濟理性。不論由PPA 之限制、參加人證人 之證述、能源局之會議紀錄、經濟理性等分析，均證明參 加人採購之發電數量於PPA 中已固定，且不受能量費率之 影響，原告不參與非保證時段之經濟調度，與其他IPP 業 者在非保證時段不生競爭關係。
（四）原告PPA 之履行，不受其他IPP 業者是否同意參加人修約 方案之影響。在PPA 已固定購售電量之機制下，任一IPP 業者是否與參加人達成調整利率方案，均不影響原告依約 履行之權利義務，參加人均須依約採購基本運轉模式下之 發電，足證IPP 業者間無競爭關係存在。
（五）又若個案中具有實質競爭關係，實無討論潛在競爭之必要 ，故當被告強調潛在競爭，代表本案確無實質競爭。依歐 盟定頒之「關於歐盟競爭法相關市場界定之通知」第24條



規定可知，潛在競爭必須基於實際基礎，就相關市場進入 之特殊因素及條件等加以分析。然本案中被告僅稱「只要 事業間有競爭之可能性即為已足」，即認本案具有潛在競 爭關係，全無任何關於本案潛在競爭之實際基礎分析，顯 屬毫無根據之認定，自不可採。
（六）各IPP 業者均係於不同階段取得參加人釋出之部分電業權 後，才為公司設立登記，而麥寮公司、和平公司、長生公 司、嘉惠公司等均早於原告設立時間，故該等公司於85年 、86年間各自競標參加人釋出之電業權時，原告根本還不 存在，自無可能和該等IPP 業者競標，同理，除前述四家 以外之其他IPP 業者均晚於原告成立，原告在競標時，渠 等亦不存在，足證並無各IPP 業者先經由一定競爭後才與 參加人簽約，故於簽約當時即存在競爭關係」之可能。再 者，競標市場與發電市場係兩個不同的市場。蓋原處分主 張之發電市場係指台灣全島，惟參加人在不同階段開放電 業權招標形成之競標市場，則僅某一小部分之電業權開放 競標，二者範圍顯然不同。況被告亦稱競標市場對取得多 家廠商爭取合約的競爭僅會在某些時期發生，故縱於競標 市場產生競爭關係，不代表競標後仍繼續發生競爭關係。（七）經濟調度係優先考量電力系統安全、輸電損失、水資源運 用、環保、燃料特性、供電品質後，最後才考慮能量費率 。被告卻將能量費率當作主要考量，據為判斷競爭關係， 顯屬誤會。又參加人之經濟調度表，僅是以燃料成本作為 排序，不包括前述考量因素。又該表並非參加人調度電力 之唯一依據，在適用該表前，須優先考量其他各項非成本 因素作為調度電力順序之依據，而可能優先調度成本較高 的電，自無以能量費率競爭之可能。退步言，經濟調度表 包含核能、燃煤、燃氣等各種不同型式之發電機組，其燃 料成本高低在電廠設立時即已決定，即各電廠間燃料成本 之高低差異是由於各電廠使用燃料種類之不同所致，此為 電廠設立時已確定，並非經營效率所致，自無競爭。三、原告等IPP業者並無本件聯合行為之合意：（一）由協進會97年8 月21日會議紀錄記載之7 項議題討論事項 可知，各家IPP 業者對於參加人之購售電費率隨利率浮動 調整方案，各自表達不同意見，顯無共識。之後原告並未 再與其他IPP 業者聯繫或就參加人之方案有何意見交換， 完全本於自身之考量決定。原告在97年9 月4 日會議當天 才提供書面意見給參加人，且從未提供原告之意見給其他 民營電廠參考，也沒有收到其他IPP 業者提供給參加人的 意見，足證IPP 業者確實各自考量。參加人在97年9 月4



日會議收到各IPP 業者意見後，彙整在參加人製作之會議 紀錄並提供給各家參考，原告始知悉其他IPP 業者對參加 人方案之意見，足證各IPP 業者意見均有不同，沒有拒絕 調整購售電費率之合意。況歷次協商會議簽到紀錄可證原 告從未缺席經濟部或參加人召集之購售電費率調整協商會 議，均未拒絕參加，是本案IPP 業者並無聯合拒絕協商之 情事。
（二）購售電費率之構成因子很多，利率僅為其中之一。而各IP P 業者在本案協商過程中，多有各自提出不同之影響購售 電費率之因素與參加人協商，從歷次協商會議紀錄及證人 丙○○之證詞可知，IPP 業者從未拒絕調整購售電費率， 反而根據各自不同之考量提出不同之調整方案。然參加人 對於IPP 業者所提方案，均一概拒絕，並表示資本費隨利 率浮動調整宜一體適用，無法同意原告所提之修約條件。 被告對於參加人就民營電廠所提議調整之能量費率、匯率 因素、原始報價一概拒絕調整，可見原處分主文第一項指 摘，與事實不符。
（三）參加人是依「一體適用原則」處理本案協商事宜。不論IP P 業者在協商過程提出修改影響購售電費率之其他因素， 如能量費率、匯率、就參加人方案之因子做小幅調整，參 加人均不同意，均僅能回到經濟部之大架構去談。此外， 即便第一、二階段之IPP 業者多有提出不同之方案或意見 與參加人協商，但沒有任何一家IPP 業者因本次協商爭取 到額外的交易機會。若要修改保證時段或非保證時段的購 電量、價格，都需經經濟部之同意，而本次協商過程參加 人並未呈請經濟部同意增加保證時段之購電，是被告主張 原告等IPP 業者倘未聯合拒絕與參加人協商，則各業者即 有可能個別議訂不同之交易條件，以爭取更多之交易機會 之說法，與實際狀況及參加人之運作脫節，自無可採。（四）97年12月3 日能源局及參加人要求IPP 業者委託研究單位 共同提出協商方案，原告於會議中已表明各家業者情況不 同，難以要求業者共同提出相對的修訂方案，然能源局仍 要求IPP 業者於98年2 月10日前共同提出資本費率調整機 制建議方案。而正因各家業者情況不同，難以共同委託1 家研究機構，始分別委託麥肯錫及台綜院等2 家研究機構 進行研究。對此，能源局及參加人事前均已知悉，且無反 對意見。況原告等IPP 業者甚至提早8 個月將研究成果提 供參加人內部審閱研究，是被告稱IPP 業者沒有遵期提出 研究意見，執此指摘為以拖待變，顯非事實。
（五）原告並未參加媒體公關公司101 年8 月5 日新聞稿所述之



會議，且該新聞稿亦未經原告同意。又該新聞稿所述之協 處版合約涉及第三階段合約，而原告係第二階段IPP 業者 ，與原告無關，原告並無必要與其他IPP 業者就與自身無 關之第三階段協處版合約達成任何共識。再者，原告於10 1 年8 月7 日與參加人會議後之內部報告，亦清楚載明「 昨日的新聞，新桃也不知道。我們沒有作成任何共同聲明 ，也沒有和協進會進行任何討論。」倘原告有指使該媒體 公關公司發佈新聞稿，當時實無可能否認。退步言，縱有 上情，發佈新聞稿行為充其量僅為立場之表達，而非聯合 行為之合意，更無影響市場供需之可能性。
（六）原處分認定之違法行為，實均係基於能源局主導、監督及 要求所為，自無故意或過失。馬泰成教授專家意見書主張 「業者在政府建議下所為之合法行為，不構成合意要件。 」足證之。97年起至100 年4 月11日間，參加人與能源局 均係邀請全體IPP 業者一同出席討論參加人之「購售電費 率隨利率浮動調整方案」，為能源局或參加人長久以來召 集IPP 業者會議之方式。協商歷次不僅要求IPP 業者推派 代表說明，更一直將IPP 業者視為一體，並未將之當成競 爭者。是被告稱IPP 業者在與參加人協商會議前，先在協 進會集會，達成聯合拒絕協商之合意，實屬倒果為因。四、縱本件存在聯合行為，亦無足以影響市場供需功能：（一）足以影響市場供需功能之要件，應審酌「市場供需功能受 到影響之程度」，而非以「交易相對人所受損害」為據。 原處分以參加人預估之損失金額認定足以影響市場供需功 能，於法不合。況本案參加人與原告等IPP 業者間已簽署 PPA 並依約履行，購售電費率未調整，參加人並無任何損 失，反之，若PPA 按參加人要求方案調降，係其獲得超過 原購售電合約約定之利益，證人蔡志孟及胡大民亦未證述 參加人受有損失，且可知利率改為浮動調整，事實上損失 的是IPP 業者，參加人則將獲得超過原PPA 約定之利益。（二）參加人欲將其原本堅持之固定利率改為浮動，乃因審計部 及監察院之要求，起因於國家管制行為，而非因市場供需 變化導致參加人要改變其需求行為或購電價格，可見本案 購售電費率之協商爭議發端於政治力，而非市場供需，則 IPP 業者面對政治力之回應，自無可能影響市場供需功能 ，政府修約之要求方是影響原有25年期PPA 依約履行之供 需狀態。
（三）參加人獨佔我國電力市場，且擁有台灣本島唯一的電網設 施，更享有關鍵設施獨占之市場力量，其享有獨占之市場 是縱依被告認定原告等IPP 業者於發電市場之市占率近19



，惟參加人對於任一IPP 業者均係100%之獨占買方，甚至 只要參加人不購電，IPP 業者必然無法生存；反之，若IP P 業者不賣電，參加人還有其餘81% 或更多的其他機組可 以供電，僅影響參加人的利潤，可見只有IPP 業者仰賴參 加人之可能。只要將參加人之獨占市場力量及前述情形納 入考量，即可得知IPP 業者實無足以影響市場供需之聯合 行為，僅參加人有影響市場供需之可能性等情。五、綜上所述，並聲明：
（一）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前項違法行為部分 均撤銷。
（二）訴訟費用由被告負擔。
參、被告則以：
一、關於本件之市場界定：
（一）參加人既屬電能躉售的需求者，IPP 業者則係電能躉售的 供給者，參加人依購售電價格與IPP 進行交易並支付電費 ，因此在電能的躉售上即存有市場，即「發電市場」。至 市場應如何界定，主要在於市場範圍大小及業者數量多寡 ，非如IPP 業者所稱不屬於任何市場。況法令開放電業市 場、允許民間業者從事發電業務並與參加人締約時，即已 創造出原先並無之新產業商機，而提供一個令有意經營發 電業務者可進入並為競爭之市場，原告即係為參進該市場 而開始從事各項籌設、競標、經營等活動。
（二）依行為時公平交易法第5條第3項規定及其立法理由可知， 公平交易法之市場界定乃繫於商品間替代性及銷售地域等 因素，且市場既為經濟學上之競爭圈，則屬於同一市場中 之業者，即處於同一競爭圈，彼此間具有競爭關係。而替 代性為市場範圍界定之核心，其中需求替代性為界定市場 時之首要考量因素，發回判決亦已肯認本件應自需求替代 性之觀點去界定市場。
（三）產品市場：原告生產銷售之電力需求方為參加人，於考量 需求替代性時，就參加人之認知而言，除自行發電外，亦 可向燃煤、燃氣、再生能源等方式發電之民營電廠購電， 或向託營水力電廠、汽電共生業者購電，無論銷售電力者 之發電方式為何，均具有替代性，各種電力總合組成供電 來源，因此原告與其他IPP 業者當可界定為同一市場。另 同時考量供給替代性，由於原告為電業法所特許之電業， 須經中央主管機關核准，且僅經營發電業務，與輸配電階 段並不具替代性。
（四）地理市場：因國內本島係屬單一電力網，而各IPP 業者廠



址雖位於不同區域，惟其電力透過變電所輸送銷售予參加 人後，均由參加人考量電力系統安全情況，依照「經濟調 度原則」於國內本島單一電力網下統一調度電力，因此參 加人對於所需之電力，透過變電所及電力網路之快速輸送 ，易於在全國各IPP 間選擇或轉換交易對象。（五）參加人明確表示原告無論在產品市場或地理市場上，均具 有替代性，並於本次審級參加訴訟後，明確表示IPP 業者 之電力對其而言用途均相同、並因電力之「大水庫理論」 性質而根本無法將不同IPP 業者之電力區分使用，更有證 人胡大民之證詞可稽。
（六）發回判決已明示不能以電業法對於廠址區域之規定來界定 公平交易法上之地理市場，應以交易相對人需求替代性之 角度去界定市場。而原告主張乃基於自身供給角度，未考 慮參加人之需求角度，顯與發回判決意旨不符。再者，電 業法未規定參加人不能跨區調度，IPP 業者之電力一旦傳 送至參加人，即進入同一電力網下統籌運用，其原先究竟 由何IPP 業者供電，已不重要且亦難以區分。又事業之營 業據點與商品服務所提供交易對象之範圍係屬二事，IPP 業者雖各於不同區域設有電廠，但其交易相對人同一，參 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， 則任一IPP 業者之地理市場均應及於全國，而非侷限於自 身廠址。
（七）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，並不受IPP 業者所位區域侷限。至責任 分界點（即PPA 約定之變電所）則為電力傳送之端點，其 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並無相關，自不足 作為劃定市場之依據。
（八）本案參加人在各IPP 業者產品間轉換所須耗費之成本極低 ，且因參加人之調度行為均有合約相互規範，在非保證時 段，將參加人與IPP 業者之機組，全部按能量費率之高低 排列，據以製作經濟調度表，由費率低者，優先調度發電 ，根本無資訊蒐尋成本、運輸成本、技術成本或違約風險 等轉換成本可言，故透過變電所及電力網路之快速輸送， 易於在全國各IPP 業者間選擇或轉換交易對象。至電力輸 送所生線損固為參加人轉換成本之一，但並未因此導致參 加人放棄轉向特定IPP 業者調度電力，亦即不影響電力調



度轉換可能性。
二、有關本件競爭關係之分析：
（一）公平交易法第4 條規定包括潛在之競爭，原告於設立、締 約、履約階段，不但有競爭可能，尚有實質競爭： 1.市場進入之競爭：於此階段IPP 業者間所相互競爭爭取者 ，係進入發電市場及與參加人締結25年基本合約之交易機 會，並透過競爭淘汰不具效率或經營能力者進入市場，且 原告進入市場時已知悉僅參加人一交易相對人，並衡量自 身經營能力及獲利可能後，選擇在參加人之招標條件下參 與競標，顯係自願進入市場，無強制由國家決定之情事。 2.市場價量競爭：PPA 僅就費率、電量及調整方式有所規範 ，但實際交易之電量及平均價格並未確定，數量上尚須視 全國終端用戶之整體用電量而定，價格上須加計保證時段 及非保證時段之應付總電費，除以總發電量後，始得知實 際應支付之每度電力平均價格，故市場上之價格仍由需求 數量與供給數量共同決定，乃市場機制之體現。而本件IP P 業者所爭取者正係於非保證時段內購電數量多寡之交易 機會，而能量費率即係非保證時段內之競爭因素，此為發 回判決所肯認，進而影響參加人依經濟調度原則所為之調 度次序，而對各IPP 業者產生相互替代效果之競爭機制。 3.經濟調度原則合約所明載，所有IPP 業者均可得知能量費 率為調度量之競爭條件。又環保及安全因素固為經濟調度 原則之共同前提，然此亦係IPP 業者供電應符合之要求， 於滿足後，參加人實際之調度明顯以能量費率之高低為決 定依據，形成低價者優先取得交易機會之競爭機制。又保 證時段與非保證時段僅係交易價格上之差別，購入後均歸 為一體統籌運用，並非兩個市場。且參加人之購電價格係 以其避免成本為上限，故保證時段及非保證時段兩部分之 費率及交易數量始共同構成參加人完整之購電價格，二者 之電力相互間並有替代性，致數量互有增減之狀況，故為 交易決定時須將兩部分合併考量，不可分別切割觀察。 4.契約再開協商之競爭：各IPP 業者供電能力不同、契約交 易條件不同，均為IPP 業者於締約時可互為競爭之因子。 而本案因係處於契約再開協商之過程，包括能量費率在內 之所有PPA 合約交易條件均有納入協商之可能，包括容量 費率或能量費率之高低及組合公式、各項費率調整機制、 保證時段和非保證時段期間之供電時數等，均非不可作為 協商修訂更改之標的。原先25年期PPA 合約之所有交易條 件皆處於浮動狀態，可透過協商改變，則IPP 業者間實際 上可藉協商更改PPA 的價量關係，藉由不同之條件組合互



為競爭。
（二）我國電力市場之開放歷程係採分階段漸次開放，而可能使 市場同時有部分競爭、部分管制並存之現象，不可僅因有 部分管制情事，即忽略有部分開放競爭之具體事實。況現 行電業法修正草案並未否認目前發電市場之可競爭性，電 業法之秀政著重參加人綜合電業之獨佔拆分為發電業者、 電力網業者、售電業者等，IPP 業者既未涉入輸配售電業 務，自應由期電市場判斷競爭狀態及關係，與其他由參加 人獨占經營之其他階段市場無關。
（三）IPP 業者非參加人之分公司，亦無控制從屬或相互投資關 係，IPP 業者所生產之電力所有權均屬其自有，參加人與 IPP 業者之電力交易適用相互購電辦法。IPP 業者將其電 力躉售予參加人，再由參加人售予終端使用者。IPP 業者 及參加人各為本身利益計算，利害相反，IPP 業者係以追 求自身最大利潤為依歸，且IPP 業者與參加人間為夥伴關 係，相互間為獨立、對等，憑藉PPA 之交易關係而各自營 運生存，原告自非參加人之附屬或衛星工廠角色。（四）原告之盈虧或營運能力，應就其營運整體觀察，IPP 業者 於非保證時段售電即使獲利較低或有虧損，也可藉保證時 段之獲利予以補貼，最後整體仍屬盈餘狀態，此亦有原告