公平交易法
臺北高等行政法院(行政),訴更一字,104年度,75號
TPBA,104,訴更一,75,20170525,2

臺北高等行政法院判決
104年度訴更一字第75號
106年4月25日辯論終結
原 告　長生電力股份有限公司
代　表　人　王長生（董事長）
訴訟代理人　白友桂　律師
　許博森　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1020147187號訴願決定，提起行政訴訟，經
本院102 年度訴字第1701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346 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，原告代表人由王公威變更為王長生，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68號、104 訴更一字 第64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 次有原告與訴外人國光電力股份有限公司（下稱國光公司） 、麥寮汽電股份有限公司（下稱麥寮公司）、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）、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，國光公司、原告、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（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】6億4仟萬元）。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1701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346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、我國發電業不存在競爭市場，原告等IPP 業者不具有水平競 爭關係：
（一）原告設立電廠之法源依據，包括電業法、開放發電業作業 要點及設立發電廠申請須知等規定，該等法規針對參加人 與IPP 業者簽訂之PPA 多所限制，如售電、購電價格及數 量。原告經競比得標後，參加人與原告於85年12月26日簽 訂PPA 預約書，並於86年7 月10日正式簽訂PPA ，有關購 售電價格之計算方式與調整約定於第10章第35條。又基於 全國電力由參加人統籌調度，PPA 亦明訂參加人對原告之 購電數量，及實際發電量均係隨時接受或配合參加人之調 度，原告無從自行決定供電數量。被告亦不否認電業法規 範內容包含電業權之申請取得、電業設備之規範及裝置規 則、電業之經營及監督等，參以參加人網站「發電資訊之 購入電力概況」Q&A 「Q6參加人與IPP 業者合約如何修訂 ？」所載，足證被告知悉原告與參加人間之PPA 需受電業 法等相關法規之管制與監督，參加人亦明知雙方均有義務 依據PPA 履約，否則即負有違約賠償責任，原告實因受限



於PPA 之約定，並無能力決定調整售電價格及數量。（二）開放IPP 業者之機組總裝置容量，以不超過臺灣電力系統 總裝置容量之20% 為原則，並應先取得參加人書面同意之 發電專營權。而經由電業法及開放民間發電業之制度規劃 ，原告等IPP 業者於取得電業許可時，出售產品之對象、 產品價格及數量之訂定等，即受制於相關法規及參加人各 種規章，參加人並據此與IPP 業者個別簽署不同價格或數 量條件之PPA ，IPP 業者之供電價格及數量等競爭要素， 均已由電業法、開放發電業作業要點、設立發電廠申請須 知及PPA 予以規範。復依PPA 第28條、第29條約定、經濟 部於行政院101 年10月9 日院臺經字第1010042600號函第 五、（二）說明，IPP 業者生產之電力僅能完全配合參加 人之調度，原告等IPP 業者性質屬參加人之契約委外單位 ，發電業務於功能上似於參加人之任一發電機組，與參加 人同為發電及供電體系之一環，共同為其滿足全國用電需 求及穩定電力系統，是IPP 業者間並不存在競爭機制。（三）原告等IPP 業者之產品，不具備需求及供給替代性，無從 形成競爭市場：
　　1.依「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」第2 、3 條及被告於訴願答辯書所述可知，於界定聯合行為之 產品市場時，應指客觀上可由供給者變動價格，而交易相 對人得轉換交易對象之同一市場，並非單純以交易相對人 主觀之認知來判斷，同時亦應考量商品供應者有無片面變 動價格以影響交易相對人轉換交易對象之可能性，則本件 電力需求全由參加人決定，商品供給者IPP 業者因PPA 而 無法決定價格及數量，自無從存在競爭市場。
2.需求或供給替代性之前提，須商品供給者具變動商品價格 之能力，始有交易相對人得否轉換交易對象或其他競爭者 供應替代性商品之可能。惟參加人與IPP 業者間實乃依據 契約機制運作，而非市場機制，與一般競爭市場所具備之 自由化不同。且由參加人調度各IPP 業者實例可知，IPP 無自行決定額外發電以賺取更多利潤之能力，IPP 於保證 時段生產之發電量除已明訂於PPA 無從調整外，非保證時 段之發電則端視參加人之調度需求，故IPP 業者間不具供 需替代性，自無水平競爭。
3.當一IPP 業者機組故障或進行例行性維修時，參加人並無 法在保證時段調度任一IPP 業者取代之，因原告等IPP 業 者的保證發電時段一致，均已承諾提供電能予參加人，自 無可能同時履行PPA 義務又協助任一IPP 業者發電。又基 於電力系統穩定，參加人依經濟調度原則或會於非保證時



段向任一IPP 業者調度額外電力，惟其目的純為電力系統 的穩定，非為取代任一IPP 業者於保證時段之發電量。故 IPP 業者間生產電能不具供給替代性。
4.IPP 業者依PPA 約定無法任意變動供應電力價格或數量， 而是參加人有權根據PPA 之既定費率，依經濟調度原則選 擇對其有利之狀況，要求IPP 業者配合調度發電。實際履 約過程，參加人僅在某些特殊情況下，如參加人發電機組 故障、跳機或高溫氣候致用電量大增而造成備轉容量不足 時，參加人即會主動要求原告增加發電量，原告僅能被動 配合按其經濟調度原則之指示提供電力，並無能力要求參 加人增加調度電力，顯見原告等IPP 業者間確不具有「供 給者變動商品價格，而由交易相對人轉換交易對象」之情 形，自不構成同一產銷階段市場。
5.況原告等IPP 業者因使用不同燃料致發電成本有相當之落 差，PPA 所訂計算電費之容量費率及能量費率依各IPP 業 者而有不同，任一IPP 業者均無從得知其他IPP 業者之售 電費率，原告等IPP 業者生產電力之價格條件顯然不同， 是縱由參加人按其經濟調度原則調度電力，亦顯非在同一 價格條件下進行替代性產品之轉換，彼此間之價格即難具 有替代性。再者，IPP 業者分屬不同地理市場，縱某一地 理市場之IPP 業者具變動商品價格能力，參加人仍無法轉 換交易對象，因其他IPP 業者根本無法在該特定地理市場 提供具替代性之商品，如專營於A 地之IPP 業者縱變動售 電價格，參加人並無法在A 地轉換交易對象，蓋專營於B 地之IPP 業者並無法送電至A 地，並售電與參加人，故本 件確無供需替代性，而非屬同一產品市場之競爭事業。 6.依開放發電業作業要點第5 點及參加人與發電業者相互購 電辦法第7 條規定，參加人之購電價格應以不超過其同類 型發電機組之避免成本為原則，參加人係支付低於自身發 電成本之價格，向原告等IPP 業者購買電能，對參加人當 屬有利，且參加人對各IPP 業者之購電量均已明訂於PPA ，復以各IPP 業者的實際售電量係隨時配合參加人調度， IPP 業者與參加人雙方均需確實執行PPA 以履行彼此之權 利義務，任一方不履行或違反合約時，應對他方負賠償責 任，因此IPP 業者彼此間實無法以較有利之價格、數量等 條件爭取交易機會，而係參加人對於原告等IPP 業者之售 電價格及數量具有絕對之主控權（Contract-Out關係）， 故原告等IPP 業者欠缺公平交易法第4 條之競爭特性，無 從構成同一產銷階段之水平競爭市場。
7.又為確保IPP 業者之持續經營及穩定供電，PPA 訂有保證



發電時段及保證發電量等約定，然對原告而言，非保證發 電時段所發電能收取之能量費率確不足以支付原告之每度 燃料成本及變動運維費用。惟自90年全面商轉以來，原告 基於執行PPA 之精神，全力配合參加人調度，故原告主觀 上無意且客觀上無法以較為有利之價格、數量、品質、服 務等交易條件，向參加人爭取更多交易機會，足見原告等 IPP 業者間並無存在所謂競爭關係，不符合公平法第4 條 、第5 條第3 項等規定之競爭事業。
8.原告等IPP 業者係經濟部自84年至95年陸續分批核准、分 屬不同階段競比廠家，非同時與參加人進行電價競比得標 ，其中第三階段更非以電價競比方式獲核准設立，甚至各 IPP 業者與參加人簽訂PPA 之時間點、購電費率均不相同 。又IPP 業者之售電價格係以決標價格作為購售電費率， 惟被告所自承，惟其卻又稱IPP 業者可任意於0 元至避免 成本間有競爭可能性，實有誤會，蓋以不敷成本之價格甚 至零元為競爭以爭取更多交易機會，業者虧損反而越大， 已違反經濟理性且危害市場秩序。再者，由開放發電業作 業要點第5 點所訂避免成本之規定及電價競比方式可知， 參加人對IPP 業者之購電價格係由其決定，且受電業法等 相關法令限制，不容IPP 業者於訂定PPA 後任意變動。 9.發電時數或發電量乃IPP 業者於獲核准當時，由參加人及 能源局透過渠等所設定之備載容量據以計算，而各IPP 業 者的裝置容量與參加人所要求發電量之關係，參加人及能 源局有其政策考量，並已明訂於PPA ，非直線計算法般單 純，更不可能用理論上之最大發電量作為IPP 業者的售電 上限，蓋電力有無法儲存之特性，用電需求也依時間不同 有尖、離峰之區別，於離峰時間，參加人無供電需求，原 告無法亦不可能因電價便宜即可向參加人爭取到更多之調 度發電機會。遑論如依被告計算全年8,760 小時持續運轉 供電，不但違反當初實施環境影響評估核定範圍，且發電 機組於正常運轉情況下即具相當耗損率或偶有故障、跳機 事故發生，及安排定期大、小維修，故被告稱機組全天、 全年不停運轉之假設，與事實未符。
（四）能源局之電業法修正草案簡報對於我國電業現況及電業法 修法目的所為說明，可證目前我國發電業並非開放，不存 在自由市場，IPP 業者間無競爭機制存在。復由其96年年 報之我國電力自由化之電業市場基本架構圖可知，縱使電 業法修正後僅開放發電業自由競爭之情形下，不論是第一 、二階段或現階段IPP 業者，PPA 若未能解約，仍無法進 入自由市場，且僅得存在於管制市場中，足證PPA 建構之



購售電關係，原告等IPP 業者現處發電業確實為管制市場 ，並不存在競爭關係。
（五）IPP 業者因機組裝置容量及PPA 所發電量有其限制，參加 人可向各IPP 業者購買電量非無限上綱，且參加人向原告 等燃氣IPP 業者調度電力時，受到中油公司天然氣供給量 之限制。又經濟部當初以備用容量率20% 為目標開放民間 電廠，IPP 業者形同代替參加人興建電廠，故IPP 業者機 組開始商轉後，所有裝置容量均併入參加人之發電系統由 其統籌調度。故參加人調度IPP 業者之發電並非只在其發 電不足終端用戶需求有差額時始為調度，而是將IPP 業者 機組與參加人機組同視為電源調度之一員。
（六）依設立發電廠申請須知第3 章第3 條關於容量費率、能量 費率及每月電費規定，PPA 中之購電費率及電價計算明訂 保證時段之買定條款，不論參加人實際上有無向原告調度 ，均需支付原告容量電費，與前揭購電費率及電價計價之 規定合併觀之，可知原告自參加人收取之容量電費，與實 際售與參加人之發電量並無直接關聯性，容量電費是將原 告建廠成本及預計收益，依合約年限25年分攤，由參加人 按月給付原告，即便參加人於保證時段完全未調度電力， 仍需給付原告容量電費。而能量電費則屬於使用者付費概 念，原告不可能因售電數量多寡而產生不同於PPA 訂定的 費率，自不存在將容量電費與能量電費加總再除以發電量 之平均電費概念。
（七）經濟調度原則係指在甲方電力系統安全前提下，使發電成 本下降至最低，並兼顧水資源運用、環保控制、燃料特性 、供電品質等因素後，將甲方機組與民營發電業之機組， 全部按能量費率之高低排列；由費率低者，優先調度發電 ，故經濟調度原則係以能量費率為調度原則，且非僅參酌 能量費率高、低，而是需優先考量電力系統安全包含IPP 業者所在位置、機組反應速率及燃料成本等作為調度順序 之依據，故IPP 業者間並無透過市場競爭而決定供應量之 效果，亦無法透過調整各自的能量費率影響參加人電力調 度之順序，更不會因為參加人依經濟調度原則調度發電， 而使得IPP 業者得以利用能量費率之差異於非保證時段互 為競爭。經濟調度理論費率確為眾多前提後之最後考量因 素，甚至基於電力調度之複雜性及專業性，參加人尚需特 別制訂「發電業電廠調度操作準則」、「電力調度規則彙 編」提供調度人員據以遵行。
（八）為確保IPP 業者能穩定經營、避免無法繼續發電致失原本 開放民間參與發電業之目的，雙方訂有保證時段及保證發



電量等約定，參加人於保證時段調度之保證發電量，購電 費率為容量費率加能量費率，倘參加人對IPP 業者的調度 未達PPA 約定之保證發電量，參加人仍需就不足的部分支 付容量費率予IPP 業者，若參加人有額外電力需求須於非 保證時段調度IPP 業者電力時，參加人則僅支付能量費率 ，能量費率包含營運與維護費（變動部分）、燃料成本及 開發電源捐助基金等，僅能依營運之變動成本收費，並無 謀利空間。而如前所述，原告所收能量費率實不足支應變 動成本，且主客觀上亦無法向參加人爭取更多交易機會， 是能量費率至多僅係有利參加人供電穩定之調度條款，而 不屬非保證發電時段之競爭因素。
二、原告等IPP 業者非處於同一發電市場：
（一）電業之營業區域因所授與電業權不同而有所差異，不同電 業權之營業區域不得混為一談。電業權可再細分為發電權 、輸電權及配電權三種，不同種類之電業權各自劃定營業 區域不應混為一談而不會重疊。我國僅開放部分發電權， 輸電、配電權仍由參加人專營並獨占全國市場，本件IPP 之營業區域實不應與參加人輸、配電權之營業區域混為一 談。經濟部於規畫開放IPP 業者即依據電業法第17條及第 20條明定之限制，於開放發電業作業要點優先規畫開放設 立於缺電較嚴重區域之電廠，並依缺電之多寡明定不同區 域開放之建廠容量上下限。是原告等IPP 業者之營業區域 受主管機關管制，且在同一區域，僅得核准1 個電業，不 容2 個電業於同一區域內營業。
（二）原告等IPP 業者僅有發電權執照，且營業區域均不相同。 原告生產電能除廠區自用外，其餘全部電能僅得躉售予參 加人，遑論供給電能至其他IPP 業者之營業區域。又IPP 業者為發電系統之一員，並屬於調度功能之電源調度，與 發回判決所謂跨區統籌調度之乃屬電網調度不同，原告等 IPP 業者所生產電能經由廠區唯一輸電線路傳送至指定變 電所後，IPP 業者即完成交貨與參加人之供電責任，IPP 業者屬於電源調度一環，在中壢變電所後的電能流向即參 加人所作之跨區電網調度，而參加人的消費者是臺灣所有 終端用戶，營業區域明顯區隔而有不同。參加人如何以其 輸、配電系統輸送電能至終端用戶，與原告等IPP 業者完 全無涉，IPP 業者之形式有如參加人之衛星工廠，依法不 得售電予終端用戶，故原處分以臺灣本島全島為發電業之 地理市場範圍，自屬違誤。
（三）參加人因輸、變電設備檢修期間或重要供電區等特殊情形 而有額外之電力調度需求時，仍係以地理位置為調度之考



量而非燃料成本高、低，亦證原告等IPP 業者並無從以費 率價格爭取跨區額外發電之可能，蓋參加人有額外電力需 求時，電力調度仍受到地理位置之限制，參加人所為之電 力調度，係基於其為獨占輸、配電業者負有供應全島電力 之義務與責任之必然，而非原告等IPP 業者均屬同一發電 市場之故，故實無從由參加人之電力調度即推翻原告等IP P 業者營業區域確有受限之事實。
（四）輸電損失為電力調度之考量因素之一，長距離之電力輸送 一定會造成電力的損失，供電成本因此提高，影響電力系 統穩定，對參加人之發電成本影響極大。為減少線損，乃 計畫性安排原告等IPP 業者設置於不同區域，故被告稱參 加人可任意調度不同營業區域之IPP 業者電力，線損成本 極小非調度之考量因素，跨區調度轉換購電之交易對象並 無成本，臺灣全島均屬同一地理市場，實屬誤會。三、原告等IPP 業者並無聯合拒絕參加人所提PPA 費率調整機制 之合意：
（一）參加人要求原告等IPP 業者對其調整機制提出共同之因應 建議方案，於協商過程亦依其及能源局之請求，共同委託 台綜院及麥卡錫等研究機關提出報告，並依報告內容於協 進會中具體討論，卻遭被告擅自解讀協進會之會議記錄使 用文字，不顧PPA 之本質及協商程序之脈絡，即指原告等 IPP 為聯合行為而做成原處分，實有違誤。況協進會之成 立乃基於主管機關之行政指導及要求，非IPP 業者為與參 加人進行容量費率調整修約所成立，而協進會為推派2 名 電力調度中心計畫指導委員會委員代表之背景，益證參加 人向來秉持與IPP 業者為夥伴關係的立場，各IPP 業者間 亦不存在競爭關係，亦無被告所稱原告等IPP 業者持以拖 待變之方式拒絕協商之情。
（二）原告等IPP 業者既已與參加人分別簽訂不同交易條件之PP A ，縱IPP 業者曾於協進會討論購售電費率條款等事項， IPP 業者仍係基於各自本身不同的財務、成本及經營上的 獨特性，據各自PPA 向參加人主張不應依其修約方案，進 行購電費率隨利率浮動調整機制的協商，然參加人均未予 置理，僅一再要求原告等IPP 業者進一步研究台經院建議 方案並共同提出意見。再者，原告等IPP 業者確係因能源 局或參加人之要求，基於自主規制而開會討論，不應據此 反稱為聯合行為之合意，且原告等IPP 業者對參加人所提 之調整方案，各持不同立場及反對理由，然為配合渠等希 望IPP 業者均有一致性之修約方案，方於協進會為意見交 換，確無聯合行為存在。




（三）參加人於101 年6 月19日改以個別協商，就購售電費率調 整與原告重啟協商後，原告旋即於101 年7 月25日第2 次 會議中，向參加人表達可考慮以利息減省作為電價回饋但 不調整購售電費率之方式修改PPA ，原告嗣後亦未再與其 他IPP 業者於協進會中就購售電調整之修約事宜繼續交換 意見，至多僅是說明IPP 業者各自與參加人協商後，資料 各自提供予參加人或能源局，並在重啟協商後1 個多月， 即向參加人表達修約之可行方案。
（四）原告委任媒體公關公司僅係為蒐集相關媒體報導以利原告 了解輿論及社會關注焦點，俾後續相關因應，且能源局於 101 年7 月31日提出協處版本時，係針對第三階段IPP 業 者進行協商，原告除未參加該階段之協處會議外，更未授 權媒體公關公司於101 年8 月5 日代表原告對外發言及發 佈新聞稿。又原告於重啟協商後之第2 次協商會議時，即 已同意考慮能源局與第三階段IPP 業者協處時所提議之利 息節省方案，早於前開聲明稿發布時間。嗣於102 年3 月 間即完成修約換文，從未要求進入仲裁，最後雙方達成合 意採用前述方案，與該聲明稿內容不符。
四、本件僅涉及保證時段之容量費率調整，不論IPP 業者有否調 整容量費率，均不會改變依PPA 約定之保證發電量，故本件 並無妨礙保證時段電量供需功能。是縱依發回判決認為能量 費率可能為原告等IPP 業者售電之競爭因素，皆與判斷本件 調整容量費率之行為是否符合聯合行為之構成要件無涉。再 者，IPP 業者針對容量費率所為之協商行為，對於保證發電 時段電量供需功能不生任何影響，更不可能影響僅能收取能 量費率之非保證時段之發電量。
五、原處分作成前，包括原告在內多家IPP 業者已分別與參加人 完成協商程序，並與參加人根據IPP 業者各自不同的財務、 成本及經營上的獨特性，完成PPA 之容量電費隨利率調整等 換文修約程序，且修約內容各不相同，實無聯合行為之存在 ，故原處分要求各IPP 業者停止不存在之違法聯合行為，與 事實不符，依行政程序法第111 條第3 款規定，應屬無效。 且原處分原告如何停止原不存在之違法行為，客觀上欠缺期 待原告得依原處分內容改正之可能性，原處分亦有違反行政 法上明確性原則及期待可能性原則之情事，應予撤銷。況被 告對IPP 業者未先給予行政指導、行業導正或警示，且聯合 行為不存在之前提下，逕以原處分命IPP 業者停止違法聯合 行為並裁處鉅額罰鍰，更有違反比例原則及不當適用公平法 第41條等規定之違法等情。
六、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該違法行為部分均 撤銷。
（二）歷審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