最高行政法院(含改制前行政法院)107年度判字第490號｜法律人

最　高　行　政　法　院　判　決 107年度判字第490號上訴人公平交易委員會代　表　人　黃美瑛訴訟代理人　劉錦智劉栖榮林馨文（兼送達代收人）參加人台灣電力股份有限公司代　表　人　楊偉甫訴訟代理人　潘正芬　律師陳修君　律師被上訴人國光電力股份有限公司代　表　人　陳綠蔚訴訟代理人　包國祥　律師吳毓文　律師上列當事人間公平交易法事件，上訴人對於中華民國106年5月25日臺北高等行政法院104年度訴更一字第65號判決，提起上訴，本院判決如下：主文原判決廢棄，發回臺北高等行政法院。理由一、本件參加人代表人原為朱文成，嗣變更為楊偉甫，業據新任代表人具狀聲明承受訴訟，核無不合，應予准許。二、緣經濟部為解決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月及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年起依次有被上訴人、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）、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）及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，被上訴人、長生公司、嘉惠公司、新桃公司、森霸公司及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日及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率調整機制之合意。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）介入協處其與被上訴人、森霸公司、星能公司及星元公司等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，被上訴人及其他8家IP P業者仍未同意接受能源局提出之協處方案。嗣經上訴人主動立案調查結果，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）命被上訴人及其他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【被上訴人部分裁罰金額為新臺幣（下同）4億1千萬元】。9家IPP業者均不服，提起訴願，訴願決定將原處分關於被上訴人罰鍰部分撤銷，由上訴人另為適法之處分，其餘部分訴願駁回。被上訴人就訴願駁回部分不服，提起行政訴訟，經臺北高等行政法院（下稱原審）102年度訴字第1739號判決（下稱更審前判決）撤銷訴願決定及原處分關於認定被上訴人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被上訴人立即停止該違法行為部分。上訴人不服，提起上訴，經本院104年度判字第329號判決（下稱發回判決）廢棄發回，經原審更為審理後，判決「訴願決定及原處分關於認定原告（按即被上訴人）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。」（下稱更審判決），上訴人不服，遂提起本件上訴。三、被上訴人於原審起訴主張略以：㈠發回判決認為商品替代性為客觀事實，無涉廠商決定能力事宜，顯係單獨自市場界定角度而論述。然更審前判決當初係先處理競爭關係爭點，乃因本件存有競爭機制及市場界定循環論證之困難，即競爭法「相關市場」係廠商從事競爭之範圍，但對競爭作立法定義，又係於「特定市場」範圍內事業爭取交易機會之行為，究竟應先界定市場抑或分析競爭，向係競爭法難題。原審認為本件既欠缺競爭機制，即連帶否認「市場」存在，故在市場界定分析前，應先判斷競爭關係存在與否，否則無非落入上訴人提出「一旦市場界定出來就代表有競爭機制」之循環論證困局。發回判決關於「競爭機制存在與否」所述「參加人得跨區域統籌調度渠等之產品予臺灣本島用電戶使用」「所提供之產品不具有替代性，無法界定為一發電市場，不得以臺灣本島列為本件之地理市場範圍，尚非無疑」等節，屬市場界定之問題，與競爭分析無關。發回判決所述「且（參加人）得在非保證時段，依合約之經濟調度原則，選擇與能量費率較低之民營電廠交易，故能量費率得為非保證時段之競爭因素，尚非無疑」乙節，方為本件關鍵。公平交易法第4 條規定之「競爭」，應審視事業是否有價量等交易條件之決定能力。而供給替代性係指特定產品或服務的供給者將其產品或服務報酬提高時，其他競爭者或潛在競爭者能夠立即供應具替代性之產品或服務之能力，另構成聯合行為之事業必須具備「經濟獨立性與自主決定能力」，即特定商品或服務供給者，必須要有能力變動該特定商品價格或服務報酬，上訴人於本件主張廠商競爭不需具備決定能力云云，顯有矛盾。國外為市場界定之價量彈性分析、質化分析、SSNIP或其他理論，均以生產者調整價量轉換能力為前提，倘商品買家只有獨占之國營事業，PPA、臺灣天然氣倚賴進口且安全存量相當有限且國內環保法規限制（容量因數），已扼殺生產者價量調整自決能力，毫無市場機制之存在。㈡本件即使有市場存在，IPP業者與參加人間購售電之交易秩序建構在PPA之內涵，故其內涵及法理，便足代表此間之供需內涵。發電業價格非透過市場供需機制形成，係參加人依政府指示分次推動不同招標而定，其中第3階段售電價係政府及參加人單方決定公告。發電業至今並無市場價格機制，並欠缺中立調度機制，蓋自修約面以觀，參加人為獨占買方並兼政策執行者，難以期待其同意提高價格。本件第1、2階段IPP業者即便能量費率過低，也被迫在參加人不願合理提高能量費率狀況下，依其所提一體適用平等原則，被迫調降容量費率，此即第1、2階段IPP業者在商業條件殊異狀況下，無法與第3階段IPP業者依參加人所提共同解決方案之主因。顯見發電業無法出現競爭，主因在「參加人所定PPA購電價格結構無法改變」。㈢IPP業者與參加人議定之能量費率及容量費率，因燃料種類及各階段招標規則差異，各業者尤其係第1、2階段業者針對參加人於第2次修約時指示只准調降容量費率之利率項目，不允許其他交易條件，將使營運更加虧損，當時均向參加人提出要求修改過低能量費率，但均遭拒絕，參加人要求齊頭式平等之議約原則，實難達成。事後9家IPP業者奉此議約原則而彼此協商謀求共同方案，仍無法研商出一體適用之共同解決方案，顯然IPP業者面對參加人及能源局所提「請IPP業者於會後2個月內共同提出資本費率調整機制建議方案」之要求，確有重大困難。非保證時段因其能量費率原即偏低，故如參加人僅願支付能量費率，對第1、2階段IPP業者而言，非保證時段無營利空間，並不會去爭取更多交易機會。是倘無法要求參加人提高能量費率，而依原約定能量費率售電又不敷成本，IPP業者間當不會爭取更多交易機會，自不存在競爭關係。對被上訴人所屬第3階段之IPP業者而言，經濟調度原則已改為優良電業運行慣例，不論係對同種或不同燃料種類之發電廠而言，參加人調度並非完全以經濟調度為原則，尚兼有政策及其他安全調度之非經濟性考量，此一調度原則係由參加人單獨決定，IPP業者無法事先知悉，無從以較優勢條件去競爭爭取發電量之情事，自無競價機制之存在。IPP業者與參加人間並無定期修約之機制，又IPP業者與參加人間能量費率爭議早於96年11月26日即已完成修約，資本費率則係參加人於97年9月4日提出調整修約要求，雙方始進入修約程序，是第2階段修約僅集中於利率議題，未討論能量費率。而由於協進會無法找出一體適用且齊頭式平等之共同解決方案，乃決議：「有關能源局要求各IPP 業者須提出修正誠意方案，因各家考量不同，無法提出一共識方案，所以由各家自行考量。」從嗣後之修約協商會議可知，被上訴人並未與其他IPP業者採取共同行為。且被上訴人發電時數受到容量因素40％之限制，對於非保證時段已達滿載之被上訴人而言，自無可能謀求增加發電以求獲利。況被上訴人與參加人搶先完成修約後，並未因此將被上訴人列為最優先調度對象，調度數據亦無明顯差異。第3階段IPP業者間有共同大股東台灣汽電共生股份有限公司（下稱台汽電），而台汽電為參加人完全控制之轉投資子公司，台汽電與第3階段IPP業者復有從屬控制關係，參加人與此等IP P業者盈虧互動，實係利害關係同一，台汽電顯然不可能透過聯合行為傷害參加人之商業利益。若為聯合行為，第3階段之IPP業者根本無須透過協進會達成合意，且渠等市場占有率（下稱市占率）總和遠低於10％，原處分對此未作認定，顯然有誤。㈣被上訴人針對電力沒有單獨定價之能力，包括交易數量亦係由參加人全權決定調度數量及時間，是被上訴人居於參加人之衛星工廠角色，顯不具備事業經濟獨立性與自主決定能力之要件。無論電業法修法完成前後，發電業從未自由化，IPP業者與參加人間之交易完全依據參加人全權決行PPA，被上訴人之電力商品並無其他買家，更無價量決定能力，加以被上訴人發電原料天然氣受到中油公司之供氣配額限制，欠缺競爭體制。又協進會是IPP業者共同討論PPA修約及整合意見之平台，IPP業者於議約過程中並出現共同行為，乃因應渠等提出一體適用之齊頭式平等方案及希冀爭點、統一主張之要求，復因各IPP業者之購售電費率及合約基礎有所差異，IPP業者拒絕修約之理由亦不相同。嗣後應經濟部指示亦改成一對一協商，更提出不同之議約立場，顯然IPP業者是否會在協進會討論彼此方案係受經濟部談判架構變化而有不同，被上訴人與其他IPP業者均係本於自我決定而拒絕參加人第2階段之修約，並未相互約束。另上訴人係依當時公平交易法第7條「等」之明文，針對被上訴人及其他IPP業者聯合拒絕協商之行為據為原處分，故本件聯合行為並非限制商品或服務之價格、數量、交易對象或交易地區為合意之內容，此為更審前判決及發回判決所不否認。再者，第3階段之IPP業者合計市占率遠低於10％，縱不顧前揭因素限制爭取不存在之微利，亦不構成足以影響生產、商業交易或服務供需之市場功能。且發電業由參加人掌控，是客觀上並不存在得以影響市場供需功能之虞。又修約結果占參加人龐大虧損之比例甚微，是修約成功與否亦與市場供需功能是否受到影響無因果關係。況IPP業者所發電力均歸入裝置總量之總電力，參加人於輸配電階段調度各裝置機組時，已無法區分發電來源，故備用容量數值與實際發電情況無關，自與市占率無涉，遑論單就第3階段之IPP業者所涉備載容量比例必然低於10％，更不可能影響市場供需狀況。㈤發回判決係在處理市場界定的問題，而更審前判決則係在處理競爭分析議題，兩者有所不同。依公平交易法第5條規定，市場之意涵除依據商品替代性而定外，尚應判斷從事競爭之區域或範圍，不應僅以商品替代性或市場界定分析結果取代競爭分析，故更審前判決始以欠缺競爭關係而認定本件不存在相關市場。發回判決所指需求替代分析部分，被上訴人與其他IPP業者生產電能之數量及價格，均須依PPA履行，無法自行決定或變更。又PPA電價需經經濟部核定，參加人在修約立場要求IPP業者商議一體適用，是參加人必須因應該價格變化而在電力產品間考量轉換成本大小或產品價格調整時該公司因價格變化而移轉購買程度，適足回應發回判決要旨。參加人採取南電北送，以違反市場機制方式維持低電價之電力安全環境，故能源政策確實係以區域平衡為主，因而造成線路損失及發電成本的提高，僅參加人此類獨占國營事業可不顧成本為南電北送之虧損經營，否則南部IPP業者不可能有意願經營北部市場，是南部及北部市場應可劃分，然其建設成本及輸電損失等因素，若無政府補助或允許參加人虧損經營，此一南電北送現象根本不應存在於自由競爭市場。復自上訴人對於相關市場界定之處理原則第2條規定觀之，上訴人就產品市場方面，對於電力替代性顯然混淆「終端用戶之用電需求」與「參加人維持電力系統穩定之調度需求」。在地理市場方面，各IPP業者依電業法第17條第1項規定，僅能於其經中央主管機關特許成立給照之營業區域內營業，依約只能送電到PPA約定的變電所，參以同法第6條規定，電力網係處理參加人統籌分配輸電予全臺之概念，與被上訴人供電予參加人之階段無涉，且國內輸配電網路皆由參加人壟斷，IPP 業者無權使用，僅係輸電至責任分界點為止。㈥發電業只有IPP業者與參加人間之交易秩序，若參加人要求修約欠缺民法契約依據，方係阻礙市場正常供需，上訴人應處罰參加人，卻忽視其間之合約關係而僅為聯合行為之認定，此便是發回判決所質疑。參加人乃行政機關組織私法化，若參加人基於商業理性考量，便不可能任由公司蒙受重大虧損而仍維持低電價經營，顯然參加人係執行政府電價及其他優惠電價政策，係代替政府執行公權力，參加人係居於行政機關之地位與被上訴人等IPP業者簽訂PPA，此一行使公權力之公法行為，既非屬私經濟行為，當無公平交易法之適用。又縱本件非屬高權行政類型而應適用公平交易法，惟參加人身為國營獨占事業，依國營事業管理法及參加人受立法院預算審議牽制等，對於國營事業實施政府政策之國庫行政行為，上訴人即便認定會影響市場競爭，亦不應介入管制，正因市場欠缺競爭機制實係參加人配合政府政策形成之結果。末依GA TT第17條第1項A、B、C款對WTO各會員國所課予之義務規範，參加人對於IPP業者於電力交易機制中，秉持商業考量所為之決定，不應刻意阻礙，甚至不應要求IPP業者負擔政府政策任務，始符前開法制等語，聲明請求判決訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止前項違法行為部分均撤銷。四、上訴人於原審答辯略以：㈠參加人係電能躉售的需求者，IPP業者則係電能躉售的供給者，參加人依購售電價格與IPP業者進行交易並支付電費，在電能的躉售上即存有市場。法令開放電業市場，即創造出原先所無之新產業商機，提供有意經營發電業務者可進入並為競爭之市場。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之首要考量因素，發回判決亦肯認本件應自需求替代性之觀點去界定市場。參加人除自行發電外，亦可向燃煤、燃氣、再生能源等方式發電之民營電廠購電，無論銷售電力者之發電方式為何，均具有替代性。國內本島屬單一電力網，各IPP業者雖位於不同區域，惟其電力透過變電所輸送銷售予參加人後，由參加人統一調度電力，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，易於在各IPP業者間選擇或轉換交易對象，被上訴人無論在產品或地理市場上，均具有替代性，各IPP業者之電力對參加人用途均相同，並因電力之「大水庫理論」性質，無法將不同IPP業者之電力區分使用。發回判決業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，且電業法未規定參加人不能跨區調度，IPP業者之電力傳送至參加人，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。且據參加人外購電力狀況及電力來源負載曲線圖以觀，其對於各種供電來源之選擇，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，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。參加人在各IPP業者產品間轉換所須耗費之成本極低，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。㈡IPP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。被上訴人進入市場時即知悉僅參加人係唯一交易相對人，並衡量自身經營能力及獲利可能後參與競標，其係自願進入市場，無國家強制決定之情事。PPA僅就費率、電量及調整方式有所規範，實際交易之電量及平均價格並未確定，市場上之價格仍由需求數量與供給數量共同決定。本件IPP業者所爭取者係於非保證時段內購電數量多寡之交易機會，能量費率即係非保證時段內之競爭因素，其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。而各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，且於契約再開協商之過程，包括能量費率在內之所有PPA交易條件均有納入協商之可能，IPP業者間可藉協商更改PPA的價量關係，藉由不同之條件組合互為競爭。又我國電力市場之開放歷程係採分階段漸次開放，致市場同時有競爭、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。現行電業法修正草案並未否認目前發電市場之可競爭性，而IPP業者既未涉入輸配售電業務，自應由發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。IPP業者非參加人之分公司，亦無控制從屬或相互投資關係，兩者相互獨立對等，憑藉PPA之交易關係而各自營運生存，被上訴人自非參加人之附屬或衛星工廠角色。電業法雖對參加人之購電價格訂有上限，然並未限制被上訴人以其他條件相互競爭，IPP業者可以節省成本開支、提高生產效率等方式，提升競爭力以爭取交易機會。被上訴人僵化於既有之價格條件及經營模式，稱其不可能同意修約降價競爭云云，純屬事業本身自利考量，不足排除IPP業者間有競爭之可能。㈢IPP業者購電費率隨利率浮動調整機制開始協商於97年，協進會實際成立遠早於97年，不能認為能源局或參加人要求或認可IPP業者以協進會作為共同協商之平台。況參加人於97年9月4日召開第1次協商會議前，IPP業者即因接獲開會通知，藉協進會先行於97年8月21日集會，議程主題即為針對該協商會議之會前會，足見本件實係被上訴人與其他IPP業者自行利用既存之協進會組織，就PPA協商事宜共同研商並達成合意。協進會之集會議題多次涉及「PPA費率事宜」，且就該等事宜達成共識，星元公司加入協進會之時間雖較晚，惟加入後亦一同參與協進會持續討論，並與其他業者達成共識。另能源局僅要求各IPP業者自行委託研究機構進行研究，惟渠等卻透過協進會運作，集體協調委託麥肯錫等2家研究機構進行研究，顯有合意集體委託研究並均分費用之意。又媒體公關公司101年8月5日對外共同發表聲明文稿，稱當日集會一致認為，能源局於101年7月31日所提出之協處版「片面單一」，不適用所有業者，要求應進入仲裁程序等內容，即為長久以來IPP業者透過協進會對於參加人要求調降PPA費率採取之以拖待變立場。雖IPP業者否認有授權該媒體公關公司對外發布該新聞稿，惟101年5月30日及6月5日之集會即以媒體事宜為討論主題，並獲致「委任……媒體公關公司研擬釐清事實真相以回應媒體輿論對策，簽約及費用分攤由各IPP研商推動」等結論。另所謂一體適用係指大方向修約原則，至於各IPP業者實際價量多寡及其他合約細節，則非一體適用原則所及，屬可個別協商之部分。且一體適用係避免IPP業者質疑不公平差別待遇之考量，並非不願接受與個別IPP業者達成不同之協商條件。至被上訴人是否有出席協商會議與實質上是否拒絕協商，係屬二事，IPP業者於接獲協商通知之初即已達成拒絕協商之合意立場，嗣後所稱各種理由，均不足以正當化其合意之違法性。㈣IPP業者之聯合行為合意內容乃「聯合拒絕調整費率」，此非單一業者就其個別契約各自所為之行為，而係多數業者間，就其原本應自行決定之契約協商事宜，卻以共同合意之方式相互約束，進而聯合拒絕與參加人協商，符合公平交易法第7條第1項之「相互約束事業活動」。雖IPP業者之合意內容非直接共同決定價格或數量，然因該協商重點係「容量費率」即渠等之售電價格，聯合拒絕協商實質上即係合意不為價格之變動。㈤原處分並未要求IPP業者必須接受參加人提出之協商條件，亦未實質認定參加人或IPP業者提出協商條件之合理性，IPP業者藉聯合行為避免競爭風險之情況，即係聯合行為應受規範之基本原因。本案「聯合拒絕」協商之合意，先前確已對各IPP業者發生限制獨立決策的效果，而影響相關市場之競爭。由於國際能源價格升高，使IPP業者成本上升，造成其利潤減少，是以IPP業者要求參加人隨國際能源價格定期調整收購價格以維持其合理利潤，但此期間資金利率也持續下跌，致參加人之可避免成本也隨之下跌，但IPP業者卻於調整定期收購價格的同時，聯合拒絕與參加人協商調整購電費率，使得收購價格扭曲。被上訴人與其他IPP業者在99、100年度於發電市場市占率總和近19％（以參加人之淨發電量比例計算），顯見IPP業者對國內發電市場之供給具不可或缺之地位，對於IPP業者亦具有依賴性。至參加人是否具獨占地位與IPP業者是否勾結從事聯合行為，實屬二事。且IPP業者聯合拒絕協商修訂利率浮動機制條款，對參加人之財務造成負擔，自也間接影響了其未來之營運、投資及電能供給能力，益證IPP業者於實質上確有談判議約力量，並不因參加人是否獨占而居於較劣之地位。又不論協商開端是否為經濟部要求，IPP業者對於是否同意協商及協商之內容與條件，均有個別自主決定空間，並非受國家公權力強制或迫於參加人之要求而不得不為。㈥於原處分作成時，並非所有IPP業者均與參加人完成修約。況事業之行為已違反公平交易法規定，上訴人均得對其進行糾正，俾使市場回復原有之自由與公平競爭秩序，縱使事業之違法行為已停止，上訴人所為「命停止違法行為」之糾正處分，仍具有確認違法事實之警示作用。是被上訴人與其他IPP業者之聯合行為經上訴人查證屬實且認定違法在案，不論被上訴人事後是否已停止違法行為，上訴人依行為時公平交易法第41條第1項前段命其停止違法行為，仍屬適法且有必要等語，資為抗辯，並聲明請求判決駁回被上訴人在原審之訴。五、參加人則略以：㈠上訴人為獨立專業之合議制委員會，所為之決定具有判斷餘地，對IPP業者所為之聯合行為之處分效力猶在，法院應予尊重並降低審查密度。又上訴人之判斷受合法性推定，應由被上訴人舉證其無違法，法院始有調查之必要，被上訴人未具體敍明原處分有何事實認定錯誤或違反證據法則等適用法規不當之違法情事，原處分自應予維持。㈡公平交易法第4條所稱之競爭包含潛在競爭，被上訴人等 IPP業者屬具競爭關係之同一產銷事業。IPP業者之交易條件及實際供電能力各自有別，參加人於調配電力時會統籌考量與IPP業者間議定之保證時段及非保證時段之購電價格、供電能力等因素，此即IPP業者間互為競爭之條件。況參加人與IPP業者間存在協商機制，縱屬管制型產業市場，仍存在競爭可能性。IPP業者非參加人之分公司，縱參加人持有渠等股份，亦未達控制從屬關係，兩者於組織與經營皆各自獨立，參加人無從控制IPP業者之價格決定，其購電關係為交易關係，雙方均各自為本身利益計算，利害相反，此與員工屬於公司內部人，與公司有盈虧共生關係顯不相同。參加人與IPP業者於102年考量部分業者營運情況之差異性，雙方於履約階段或延長合約階段可合意修改購售電之數量及電價，亦證履約階段IPP業者間存在競爭可能性。又事前許可之結合行為與隱匿合謀之聯合行為係不同概念，本件係處理IPP 業者之聯合行為，被上訴人援引「公平交易委員會對於結合申報案件之處理原則」（下稱結合申報處理原則）等規定，顯誤將結合行為與聯合行為混為一談。在現行法令限制及實際交易狀況下，IPP業者就其出售之電力構成1個發電市場，而此市場僅有參加人1個買家。於此市場參加人無向他電廠購電之可能性，故IPP業者之市占率，應以該IPP占9家IPP業者總發電數量之比例為準，被上訴人顯錯誤計算市占率。縱認渠等之市占率僅被上訴人所述之19％，因渠等聯合拒絕調整資本費率，影響涉及核心競爭手段之電力價格，當然推定為違法。又縱以質與量標準判斷被上訴人之行為，被上訴人之市占率為亦已超過可察覺性理論市占率總和5％之門檻，自足以影響市場供需功能。另經雙方合意之修約，經濟上條件有利與否，並非決定有無競爭關係之標準，而修約有無可期待利益，須視各項因素而定，IPP業者並非均無修約能力或修約一定無利可圖。㈢雖被上訴人均有出席參加人召開之協商會議，惟形式上是否出席與實質上是否拒絕協商，係屬二事，渠等於會議上之發言及陳述，係基於已達成之拒絕協商合意立場，說明拒絕之理由。IPP業者於接獲協商通知初始，迅即集會達成一致拒絕協商之合意，已符合一致性行為要件。所謂一體適用僅係指大方向修約原則，PPA能一體適用部分，也只是公式化架構與項目之大原則，至於各IPP業者之實際價量多寡及其他合約細節，非一體適用原則所及。參加人之所以提出一體適用，乃避免IPP業者質疑不公平差別待遇，並非不願接受與個別業者達成不同之協商條件。另原處分並未要求IPP業者必須接受參加人提出之協商條件，原處分所非難者乃IPP業者藉聯合行為採取一致性行動，避免個別IPP業者自行決策將暴露於競爭之風險下，此等藉聯合行為避免競爭風險之情況，即係聯合行為應受規範之基本原因。另星元公司和參加人就調整燃料成本機制，本已同意以資本費隨利率調整合併研議等配套措施，雙方確有修改資本費之合意，卻於參與協進會後，改變原擬與參加人修約之立場，益證星元公司與其他IPP業者確有聯合拒絕修約之行為。㈣依美國聯邦交易委員會與司法部公告對事業共同行為之規範處理準則第4條第2項、第3條第1項及第2項等規定可知，IPP業者係透過合意不與參加人調整合約價格，即係不競爭價格或產出之合謀，被推定為當然違法，並不適用安全區之規定，且無庸詳細調查，法院應推定渠等行為對市場競爭有重大影響等語，資為抗辯。六、更審判決撤銷訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止該違法行為部分，係略以：㈠地理市場部分：⒈電業所提供之產品無形、無臭，在目前技術水準下，不能預作大量且經濟的生產與儲存為供應市場之準備，電力一旦生產，需即行消費，故而電力事業與其他產業相較，電力事業具有不可儲藏性及產銷一致性。且「發電市場」與「輸配電市場」、「售電市場」並不相同，所謂「於國內本島單一電力網下統一調度電力，透過變電所及電力網路之快速輸送」，或所謂「大水庫理論」（即無法將不同IPP業者之電力區分使用），是基於參加人輸配電、售電予消費者之需求而加說明，但就參加人「購電」之需求而言，若甲地理區域之供電來自Ａ變電所，乙地理區域之供電來自Ｂ變電所，參加人即無法從Ａ變電所購買到乙地理區域之供電，參加人基於各區域售電量不同、輸電線損、各變電所容量及安全性等因素，有自不同地理區域購電之必然需求，甲、乙地理區域之各發電業者，其出售電力之地理市場自有區分，而系爭PPA是「購電合約」，不是輸配電、售電合約，自應以「供電到特定變電所」作為PPA之終點，至於參加人要如何輸配送、如何售電，均與系爭PPA無關。⒉被上訴人所取得經濟部核發之電業執照營業區域欄記載：「國光發電廠廠址區域」，觀之其與參加人簽訂之PPA第1章總則約定：「乙方（按即被上訴人）發電廠之廠址位於：桃園縣龜山鄉」，而其他民營電廠之廠址分別為長生公司位於桃園縣，新桃公司位於新竹縣，星能公司、星元公司位於彰化縣，麥寮公司位於雲林縣，嘉惠公司位於嘉義縣，森霸公司位於臺南市，和平公司位於花蓮縣。被上訴人之電業營業區域，僅限於經中央主管機關特許成立給照之營業區域即桃園縣龜山鄉。參諸證人ＯＯＯ、ＯＯＯ等人之證述，足證各民營電廠之營業區域、地理位置、連結參加人電力系統之變電所（即責任分界點），均不相同，各IPP業者供給電能之區域，僅限於經中央主管機關核准之營業區域，均僅能供電至PPA所約定之變電所，並無法供電於約定責任分界點以外之區域或變電所，且除了星元、星能售電到同一個變電所，係處於同一地理市場外，其他各IPP業者之供電合約均非同一地理市場，其彼此並無可取代性。⒊參加人透過「電力網」統一調度電力，乃指在（於特定變電所）購入電力後之「輸配電、售電」而言，理論上是購入電力後之程序，若以參加人「購電」之需求而言，參加人是要在「特定變電所」購得所必需之電力（之後再瞬間輸送銷售），參加人顯然不能在同一變電所選擇買入其他IPP業者生產之電力，故以電力買家之購電需求而言，各電力賣家地理位置及履約位置並不相同，各PPA供電合約之履約終點，是各 PPA所載之特定變電所，之後之電力輸配送、銷售才涉及大水庫理論，大水庫理論實與購電之PPA無關。⒋按高度屬人性、專業性、經驗性之專業判斷，固應承認決定之作成機關享有相當程度之判斷餘地，但本件發電市場存在與否、各IPP業者間是否屬同一發電市場、有無競爭關係、有無聯合行為合意及有無影響交易秩序，並非同時涉及科技、環保、醫藥、能力或學識測驗，亦非高度屬人性、專業性、經驗性之判斷，行政法院已敍明具體理由足以動搖原處分之認定時，非不得為相反之認定。㈡保證時段之售電數量，各IPP業者無水平競爭，無所謂同一發電市場：⒈被上訴人與其他8家民營電廠於得標後，均須分別與參加人簽訂PPA，被上訴人與其他同屬第3階段成立之民營電廠（包括森霸、星能及星元公司）與參加人簽訂之PPA，可知被上訴人與其他8家民營電廠所產出電力僅得出售予參加人，且保證時段之售電，參加人無論取用與否，均應支付容量電費，各IPP業者於保證時段之電費售價（容量費率），無論售價高低，均對參加人購買之電量無影響，各IPP業者保證時段之產品並無因價格而互相替代之可能性，並無水平競爭。⒉因電力市場電壓頻率不穩定之外部性，可能肇致電力系統崩潰之嚴重後果，故世界各國電力市場之電力調度任務，絕大多數由單一且唯一之調度者為之，在市場已自由化之情況下，大多有獨立系統調度者（ISO）為之，在電力市場未自由化之情況下，則主要由綜合電業之電力調度單位為之，臺灣屬後者之情況。在ISO之架構下，各電力市場參與者，具有「機會對等」之公平競爭基礎，而臺灣在非ISO之架構下，島內所有大小發電廠一律由參加人調度處負責，IPP業者並無ISO之架構下「機會均等」之競爭前提，故判斷IPP有無競爭關係時，其要件應該從嚴。就經濟、經營管理實質而言，被上訴人及其他8 家IPP業者為參加人發電及供電體系中之一環，與參加人間實已構成一個單一經濟體，而IPP業者處於法令、PPA管制及參加人獨買之優勢地位環境下，就IPP間有無競爭關係之認定，應採用較嚴格（對IPP有利）之觀點。原處分認定成立聯合行為之時點，並非是各IPP競標進入PPA之時，而是「各IPP合意以拖待變聯合拒絕與參加人協商保證時段之容量費率」（即已簽訂PPA後之履約階段），則「聯合行為當時」有無市場存在，自僅得審酌「合意當時」各IPP產品因價格高低而有替代性（存有競爭）之商品範圍，與各IPP業者競標進入PPA時之「市場進入競爭」或「押寶容量費率、能量費率」之投標方式無關。又各該民營電廠之設立係分別於不同時間之3階段得標，縱令其於各自競標階段中具有競爭關係，但不同階段得標之民營電廠間，實不存在有市場進入之競爭關係，更不能過度重視過去之「市場進入競爭」，而忽略「合意時」量價競爭之市場要件。⒊就價量競爭之產品替代性而言，保證時段之售電數量（3,134小時），依PPA所定，無論價格（容量費率）高低均不影響參加人之購電量（3,134小時），保證時段各IPP業者之產品顯無互相替代性，並無競爭之可能，被上訴人等就保證時段容量費率調整縱有與其他IPP業者有何協議，因保證時段售電數量各IPP彼此間本無競爭、市場存在，即難謂因該協議互不為競爭而該當聯合行為。且公平交易法所稱「競爭」，乃指「二以上事業在市場上以較有利之價格、數量、品質、服務或其他條件，爭取交易機會之行為」，而成交後之履約問題，並非公平交易法規範之重心，PPA一旦成立，本應依約履行，PPA第49條固約定：「本合約自生效日起每滿5年或有必要時，由雙方會商檢討修正之」，但再開協商係契約履行問題，而非「爭取交易機會」，契約當事人本有不同意修正之權利，當PPA之訂定具有經濟上合理性（而非作為脫法手段時），上訴人所稱「再開協商之競爭」，其審酌之順序及強度，自不得高於對已成立PPA之尊重。從而，所稱「延長合約或再簽新約」之競爭，乃未來之市場進入競爭，並非「合意當時」之價量競爭。本件於合意當時，各IPP業者縱使同意降低保證時段之容量費率，依當時之PPA，其保證時段發電之交易數量亦不會因此而增加，各IPP產品並無替代性，難謂保證時段有競爭或市場存在。至未來能否延長合約或屆期再簽訂新約，與合意當時已經成立之PPA中保證時段「電價高低vs銷售量」之競爭因素無涉。又參加人所稱被上訴人新提購電計畫再次證明價格數量於履約階段可為調整，乃履約階段得否合意修改契約之問題，參加人有權不予同意，而在合意當時，PP A尚未修改，保證時段之電價高低仍與銷售量無關，即無礙於「保證時段無競爭（無市場）」之事實。㈢非保證時段之能量費率縱認有競爭關係，亦不會使保證時段之電價產生競爭，非保證時段電價與保證時段電價非為同一產品市場：⒈查被上訴人與參加人所簽訂之PPA第1章定義第1條第12款、第 13款以及參加人負責電力調度之證人ＯＯＯ之證稱，可知非保證時段之經濟調度，縱不討論IPP業者是否賠錢之問題，實際上參加人亦不可能去調度非保證時段之發電（電費較便宜），來代替保證時段（電費較貴）之發電。保證時段之電費（容量費率）縱使不調降，非保證時段（基於經濟調度）之發電，亦不會影響參加人保證時段之電力購買量，非保證時段之電費（能量費率）縱有競爭，亦不會使保證時段之電費（容量費率）產生競爭，非保證時段與保證時段顯非為同一產品市場。⒉保證時段容量費率之高低，對銷售量有無影響（有無競爭），乃是看合意當時之PPA而定，與IPP業者有無修改PPA之義務無關，原處分所認定聯合行為之當時，PPA中保證時段售電數量，無論IPP有無修改容量費率、利率、折現率之「義務」，但合意當時PPA既尚未修改，合意當時保證時段容量費率之高低均不會影響參加人之購電量，從而能量費率之調整，尚不會使合意當時之保證時段電價產生競爭。㈣各IPP業者於非保證時段之能量費率，並無競爭關係：「經濟調度（優良電業運行慣例）」是由參加人綜合考量電力系統安全、水資源運用、環保管控、燃料供應、機組特性、供電品質、相關負載管理措施等因素之後，始決定調度對象，並非單純價格競爭之結果。觀諸參加人98年度至103 年度向各民營電廠購電列表資料，其中能量費率最高之第3 階段IPP業者被上訴人、森霸公司、星能公司及星元公司非保證時段發電總量幾乎每年度都超過1,000小時，佔各年度全年發電總量31.55％～46％之間，而能量費率最低之第1、2階段IPP業者新桃公司及嘉惠公司之非保證時段發電總數，則不超過200小時，非保證時段發電比例，約僅在各年度全年發電總量3％至5％之間，可知縱使第1、2階段能量費率較低，但參加人於非保證時段向該階段IPP業者新桃公司、嘉惠公司及長生公司所調度之電力卻很少，顯非依照「能量費率之高低」而為調度。發回判決亦並未明確肯認IPP業者應屬於同一市場或「能量費率得為非保證時段之競爭因素」。㈤綜上，原處分界定被上訴人與其他8家IPP業者為一發電市場，地理市場為全國地區，尚有違誤，渠等於保證時段不存在競爭關係，且非保證時段之能量費率及保證時段之容量費率並非同一市場，各IPP業者非保證時段之能量費率縱有競爭關係，亦不會使保證時段之電價產生競爭，況非保證時段之能量費率根本未因經濟調度原則而產生競爭，故而被上訴人等就保證時段容量費率調整（即IPP購電費率隨利率浮動調整機制協商）縱有與其他IPP業者有何協議，因保證時段售電數量各IPP彼此間本無競爭、市場存在，難謂因該協議互不為競爭而該當聯合行為，原處分認被上訴人與其他8家 IPP業者為聯合行為規範之主體，進而以渠等透過協進會之運作，合意相互約束事業活動，限制彼此之競爭，且足以影響市場供需功能，有違公平交易法第14條第1項之規定，核有違誤，因而判決訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止該違法行為部分均撤銷等詞，為其判斷基礎。七、上訴意旨略謂：㈠發回判決已肯認經濟調度原則下，能量費率之高低為非保證時段之競爭因素，至所稱尚非無疑、有待查明者，僅為須進一步探求參加人對於IPP業者替代性之看法。發回判決亦明示不能以電業法對於廠址區域之規定來界定地理市場，應以交易相對人需求替代性之角度界定市場。更審判決雖形式上引據結合申報處理原則關於需求替代性及地理市場之規定，但實質上並未依該原則所揭櫫之經濟概念界定地理市場，仍逕以廠址區域來界定市場。且參加人之購電需求即來自於其對全國各地輸、配電及穩定售價之需求，更審判決將此分為「輸配電、售電」及「購電」需求，顯將本質上之同一事予以形式概念劃分。又以特定變電所為供電之履約終點，主要為供電履約交易成本之考量，與公平交易法所關注之「競爭之區域或範圍」原有所不同。發電廠址固為電力生產之據點，惟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，但其交易相對人均為參加人，參加人對於全國各縣市所生之購電需求，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。且依電力之性質，各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，其原先究由何IPP業者供電，已不重要且難以區分，各IPP業者廠址所位區域，並不能成為界定地理市場之限制及理由。更審判決以IPP業者供給角度為判斷，而非以參加人之需求角度來判斷，與發回判決意旨明顯違背。另發回判決認為參加人於更審前之程序中所為證詞，於解讀上有所疑義，爰要求更審法院應進一步探求及確認參加人對於IPP業者替代性看法之真意，再具體判斷其是否屬同一市場。而更審程序中，參加人亦多次就IPP業者生產電力之替代性及競爭關係表達看法，惟更審判決就參加人之意見，竟完全未予交代，仍逕行援引更審前程序中之證人證詞即予界定市場，顯悖於行政訴訟法第260條第3項規定。又於兩次審級中，不同證人所為證詞，明顯均對9 家IPP業者間之電力具替代性一事，表達肯定之看法，倘更審判決認為更審前證人證詞仍得援用，即應一併採納，惟其僅採納部分證詞，卻對星能公司代表人ＯＯＯ所為證詞視若罔聞，顯有違誤。㈡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。此等競爭關係之存否，代表事業間處於有互為競爭可能性之狀態，並不以事業主觀上是否有與他事業互為競爭之意，或客觀上確已發生競爭之事實為必要。司法實務亦肯認，公平交易法第4條所稱之「競爭」，包括「潛在之競爭」。在各IPP業者均滿足供電能力及系統安全無虞等要素時，能量費率較低者將優先獲得售電之機會，是以IPP業者間當可藉能量費率之高低於非保證時段互為競爭，此亦經發回判決肯認。更審判決以最終實際競爭狀態及結果去論斷IPP業者間有無競爭關係，顯悖於實務對「競爭關係」僅要求有互為競爭之可能性即為已足之見解。而更審判決將判斷有無競爭關係之時點，侷限於聯合行為合意當時之競爭，亦悖於司法實務對於「競爭關係」認為包括「潛在之競爭」在內之見解。況更審判決雖稱應考慮合意當時之競爭，惟被上訴人等IPP 業者間係達成「拒絕協商」之合意，如依更審判決之標準，其合意時點即為參加人與被上訴人等業者再開協商會議之時點，然更審判決卻謂「被告所稱『再開協商之競爭』，其審酌之順序及強度，自不得高於對已成立PPA之尊重」，顯又非將考量時點置於合意當時之狀況，更審判決理由顯有自相矛盾之情形。㈢競爭關係必須就過去、現在、未來為整體考量，而就IPP業者在市場進入階段、PPA進行中之價量關係以及再開協商造成競爭之可能性等，綜合判斷9家業者間存有競爭關係。更審判決先否定過去之競爭並非考量點，復又稱非同時成立之事業間彼此無競爭關係，顯悖於經驗法則之判斷。又關於非保證時段及保證時段之概念，其區別僅是交易價格之不同，對參加人而言，不論是哪一個交易價格計費之電力，購入後均為一體統籌運用，絕非兩個不同市場。更審判決認兩時段非為同一產品市場，顯認為相同商品會因交易價格之不同，對同一需求者分別構成兩個市場。惟對於相同之商品採取不同之定價，在工商實務及社會交易經驗中所在多有，更審判決此等判斷即有違交易習慣及經驗法則。另開放IPP業者成立之目的固為解決參加人無法自行供應全國所需用電之問題，然事業透過委外生產契約以幫助自身經營目的達成之狀況，亦洵屬常見，委託方與受託方間存在交易關係，各自為本身利益計算，利害相反，故不能認為IPP業者與參加人屬單一經濟體，更審判決顯有違背經驗法則之違背法令情形。㈣更審判決將競爭關係之考量時點侷限於聯合行為合意當下，而不考慮未來、潛在之競爭，此當使市場內既有業者非但不用面對新參進者之競爭壓力，甚至還可以藉此一同與新參進者抬高價格或減少產量，對交易相對人予取予求，此非市場經濟體制下所應出現之正常行為。又更審判決以供給者所位區域界定地理市場，已不符合現今運輸發達、網路虛擬通路普遍被使用之社會交易實況，且將大幅縮小許多事業之地理市場，同一市場中之事業數量隨之減少，進而造成不當之獨占地位判定結果。另原處分並未實質認定參加人或IPP業者何方提出的條件屬於合理，亦未要求IPP業者須接受參加人提出之協商條件，原處分並無侵犯契約自由原則。況倘僅因涉及既存之契約，致類此問題皆被認為因有契約存在而屬私法爭議，則等同意味IPP業者未來得以相同或類似方法，直接對售電價格之高低或數量多寡進行合意，無須受公平交易法之規範。反面而言，參加人倘就議約相關事宜濫用其獨占地位，是否亦無須受公平交易法之規制等語，並聲明請求原判決廢棄並維持訴願決定及原處分關於認定被上訴人違反公平交易法第14條第1項聯合行為之規定及命被上訴人立即停止該違法行為部分。八、本院經核更審判決固非無見，惟查： (一)本件原審以參加人為與被上訴人簽訂PPA之相對人，又參加人依侵權行為、債務不履行、公平交易法規定，向被上訴人請求損害賠償，另繫屬原審以104年度訴字第1278號審理中，是原審就被上訴人等IPP業者是否構成聯合行為或其他不公平競爭行為及電業市場範圍之認定，為參加人前開損害賠償案件之先決問題，本件訴訟之結果對參加人之權利或法律上利益顯有影響，堪認參加人為本件法律上之利害關係人，乃依職權裁定命參加人獨立參加本件訴訟。然按行政訴訟法第42條第1項命利害關係之第三人獨立參加訴訟之規定，在於撤銷訴訟之結果，如被告敗訴，則其權利或法律上利益將受直接損害，如未命該第三人參加訴訟，將影響其訴訟權之實施，故有命其獨立參加訴訟之必要。如被告敗訴結果，對第三人之權利或法律上利益，不致發生直接損害時，即不屬該條項所規定命獨立參加之範圍。又獨立參加人為同法第23條之訴訟當事人，如不服原審之判決，得獨立上訴，故參加人究是否合於獨立參加之要件，影響其訴訟上地位。再同法第45條規定，對於命參加訴訟之裁定，不得聲明不服，該裁定並未經上級審審查。因此於上訴程序，本院仍應就原審命獨立參加，是否合於行政訴訟法第42條第1項之要件為審查。經查，本件訴訟係因上訴人經調查後，核認被上訴人與其他8家IPP業者涉有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，以原處分命被上訴人與其他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。茲經被上訴人不服，循序提起本件撤銷訴訟，就原處分之適法性予以爭執。參加人與被上訴人間固簽訂PPA，而為該契約當事人，彼此間關於契約關係之爭執，雖涉及民事損害賠償請求准否之法律上利害關係；然參加人並未自原處分取得權利或法律上利益，原處分縱被撤銷，影響參加人上開損害賠償請求權是否成立之判斷，亦屬間接作用，僅具間接之法律上利害關係。參加人就原處分不具直接之法律上利害關係，不致因原處分訴訟結果被撤銷而使其權利或法律上利益直接受到損害。因此參加人並不符行政訴訟法第42條第1項命獨立參加之第三人之要件，自不因原審裁定准其獨立參加，即認其為獨立參加人，而為同法第23條規定之當事人，本院不受該裁定之拘束。次按「（第1項）行政法院認其他行政機關有輔助一造之必要者，得命其參加訴訟。（第2項）前項行政機關或有利害關係之第三人亦得聲請參加。」行政訴訟法第44條定有明文。前條第2項就第三人之聲請輔助參加，雖條文文字僅言「利害關係」之第三人，然依該條之修正說明，仍以「有法律上利害關係」之第三人為限。原審雖依職權裁定命參加人獨立參加本件訴訟，惟如前所述，其就本件撤銷訴訟，僅有間接之法律上利害關係，故屬得輔助參加本件訴訟，而不得獨立參加。鑒於其在原審訴訟時已實際到場參加訴訟，核其情有聲請參加本件訴訟之意，且其就本件訴訟調查而言，亦有輔助上訴人之必要，應認其於原審之訴訟參加為輔助參加。因此，參加人就本件訴訟而言，係輔助參加人，無獨立上訴權，其提起上訴，於法不合，由本院另以裁定駁回，合先敘明。 (二)按行為時公平交易法（104年2月4日修正前條文）第1條、第2條規定：「為維護交易秩序與消費者利益，確保公平競爭，促進經濟之安定與繁榮，特制定本法；本法未規定者，適用其他有關法律之規定。」「本法所稱事業如下：公司。獨資或合夥之工商行號。同業公會。其他提供商品或服務從事交易之人或團體。」第4條規定：「本法所稱競爭，謂二以上事業在市場上以較有利之價格、數量、品質、服務或其他條件，爭取交易機會之行為。」其立法理由載稱：「……競爭係指二以上事業在市場上爭取交易機會之行為。原為經濟學上之名詞，因本法之規定係以公平競爭為基礎，故有明定其定義之必要。」第7條規定：「（第1項）本法所稱聯合行為，謂事業以契約、協議或其他方式之合意，與有競爭關係之他事業共同決定商品或服務之價格，或限制數量、技術、產品、設備、交易對象、交易地區等，相互約束事業活動之行為而言。（第2項）前項所稱聯合行為，以事業在同一產銷階段之水平聯合，足以影響生產、商品交易或服務供需之市場功能者為限。（第3項）第1項所稱其他方式之合意，指契約、協議以外之意思聯絡，不問有無法律拘束力，事實上可導致共同行為者。（第4項）同業公會藉章程或會員大會、理、監事會議決議或其他方法所為約束事業活動之行為，亦為第2項之水平聯合。」其立法理由載明：「 明定聯合行為之定義。事業以契約、協議或其他方式之合意與有競爭關係之他事業為共同行為時，足以影響生產、商品交易或服務供需之市場關係，實務上最為常見者，如統一價格、限制產量、交易對象或劃分營業範圍……等，……亦即一般所謂之『聯合壟斷』。其對於競爭所加之限制，將妨害市場及價格之功能，暨消費者之利益。按所謂聯合，在學理上可分『水平聯合』與『垂直聯合』兩種，目前各國趨勢對於垂直聯合係採放寬之立法，本法初創，亦不宜過於嚴苛，除第18條（又稱轉售價格維持契約之禁止）係就垂直聯合為規範外，本條則僅就『水平聯合』加以規定。」第14條第1項前段規定：「事業不得為聯合行為。……」，其立法理由明載：「事業間之聯合行為，限制競爭，妨害市場及價格之功能，以及消費者之利益，故應加以禁止……」，第41條第1項規定：「公平交易委員會對於違反本法規定之事業，得限期命其停止、改正其行為或採取必要更正措施，……」。蓋公平交易法對事業為聯合行為之規範意旨，在於防止複數事業藉由協議採取共同行為之方式，限制彼此間之競爭及取得市場力。是以，聯合行為之構成要件為：⑴行為主體是具水平競爭關係之事業；⑵透過合意方式（意思聯絡），即指契約、協議或其他方式之合意；⑶共同決定商品或服務之價格、限制數量、技術、產品、設備、交易對象、交易地區等相互約束事業活動；⑷聯合行為對市場之影響：以事業在同一產銷階段之水平聯合，足以影響生產、商品交易或服務供需之市場功能者為限；所謂「足以」影響市場功能，解釋上僅需事業所為之共同行為，在客觀上有影響市場供需功能之危險為已足，非以市場供需功能實際受到影響為必要。是聯合行為主體是否具水平競爭關係之事業、「相關市場」之界定暨事業彼此間有無合意、該共同決定是否足以影響市場功能等，均為是否構成聯合行為應審究之要件。次按「（第1項）計算事業之市場占有率時，應先審酌該事業及該特定市場之生產、銷售、存貨、輸入及輸出值(量)之資料。（第2項）計算市場占有率所需之資料，得以中央主管機關調查所得資料或其他政府機關記載資料為基準。」行為時公平交易法施行細則第4條亦定有明文。 (三)按聯合行為之成立，只要客觀上有影響市場供需功能之危險為已足，非以市場供需功能實際受到影響為必要。且與合意內容有無法律上拘束力，合意後有無實際執行或事業是否因聯合行為獲得實際利益無涉，是聯合行為所要求之限制競爭效果的程度，僅具危險性即足。復參諸公平交易法是規範市場競爭秩序之法規，電業法並無有關競爭之規範，故苟電力事業活動具競爭性，乃不排除電力事業之事業活動可適用公平交易法。雖然，臺灣的電力市場長期以來是由參加人從發電、輸電、配電到供電，獨家垂直統合經營，但嗣經濟部為解決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，乃陸續分3階段4梯次開放連同被上訴人在內之9家IPP業者，分別簽訂了PPA，由9家IPP業者共同與參加人承擔發電業務（可否稱之為發電市場，及其市場如何界定等問題，容下再予說明）。又由被上訴人與參加人簽訂之PPA內容觀之，彼等所簽屬私權契約性質，依契約自由原則，由締約雙方合意簽訂或修改價格、數量等合約條款，固因屬約束雙方之權利與義務，不涉及其他IPP業者之權利與義務。惟倘屬具有競爭關係之IPP業者，透過意思聯絡，達成約束各IPP業者與參加人自由調整價格之合意，且足以影響發電相關市場供需功能，係屬以人為方式共同約束彼此價格之聯合行為時，即有違反行為時公平交易法第14條第1項本文之規定。茲依公平交易法對於聯合行為之定義，其主要構成要件包括了「聯合行為的主體具有水平競爭關係的事業」及「對相關市場的供需產生影響」部分，故需界定相關市場，才能認定是否屬於其中同一產銷階段具有水平競爭關係的事業，且該事業間若透過合意而共同決定價格等限制競爭之行為，則須進而評估該行為是否足以影響「相關市場」之供需功能，是事業之聯合行為必需達到足以影響市場功能的程度，始有予以處罰之必要。又行為時公平交易法第5條第3項稱「特定市場」；其立法理由載明：「按特定市場，係指經濟學上之競爭圈而言，因商品替代性之廣狹、商品銷售區域之不同而解釋其區域或範圍。……」，嗣於104年2月4日公平交易法第5條修正稱為「相關市場」；其立法理由載明：「本條由現行條文第5條第3項移列。依主管機關過去執法實務，『特定市場』事實上即為國外競爭法所稱之『相關市場』，爰參酌外國立法例，將『特定市場』修正為『相關市場』，俾與國際接軌。……本法有關限制競爭之條文，於執法時均會涉及『相關市場』概念，爰將『相關市場』定義規定置於『總則』章，並酌作文字修正。」固原為定義「獨占」時所為之規定，惟因有關限制競爭之條文，於執法時同會涉及「相關市場」概念，故於探討有無合致聯合行為時，相關市場之概念，應得予援用。亦即為事業就一定之商品或服務，從事競爭之區域或範圍。雖行為時公平交易法並未進一步具體規定相關市場的界定方式。然依行為時結合申報處理原則，對於特定市場之界定，係綜合產品市場及地理市場加以判斷。產品市場係指在功能、特性、用途或價格條件上，具有高度需求或供給替代性之商品或服務所構成之範圍；地理市場係指參與結合事業提供之某特定商品或服務，交易相對人可以很容易地選擇或轉換其他交易對象之區域範圍。又在考量前項產品市場、地理市場，得視具體個案，衡量時間因素對於特定市場範圍之影響。此可謂對特定市場界定之定義暨基本原則，則關於聯合行為之認定既亦涉及市場之界定，自應得援引（嗣公平會於104年3月6日發布公平交易委員會對於相關市場界定之處理原則，其第1條規定：「公平交易委員會為使相關市場界定標準更臻明確，以利案件審議與事業遵循，特制定本處理原則。」第3條規定：「需求替代為本會界定相關市場主要審酌之事項，本會並得視商品或服務特性考量供給替代。本會從產品市場及地理市場二面向界定相關市場範圍；另得視具體個案，衡量時間因素對於相關市場範圍之影響。」亦可資參酌）。因此，本件連同被上訴人在內之9 家IPP業者是否構成聯合行為而違反公平交易法，以現今電力事業是否應受公平交易法之規範，9家IPP業者間是否成立所謂之「發電市場」，是否具有水平競爭關係，有無透過「協進會」之成立，彼此討論之方式與內容是否構成聯合行為之「合意」，是否對市場供需功能造成影響，均會影響本件聯合行為究是否成立。 (四)首先，關於本件相關市場之界定問題。有關地理市場部分，更審判決審認被上訴人與其他IPP業者並非以臺灣本島（全國）構成一發電市場，而認被上訴人與其他IPP業者之地理市場並非同一，固以被上訴人與參加人簽訂之PPA第1章總則約定被上訴人之發電廠廠址位於桃園縣龜山鄉，而其他民營電廠之廠址分別為長生公司位於桃園縣，新桃公司位於新竹縣、星能公司、星元公司位於彰化縣，麥寮公司位於雲林縣，嘉惠公司位於嘉義縣，森霸公司位於臺南市，和平公司位於花蓮縣，則以被上訴人之電業營業區域，僅限於桃園縣龜山鄉；復參諸證人ＯＯＯ、ＯＯＯ於更審前判決之證言，而認被上訴人與其他8家民營電廠之營業區域、地理位置、連結參加人電力系統之變電所（即責任分界點），均不相同，各IPP業者供給電能之區域，僅限於經中央主管機關核准之營業區域，均僅能供電至PPA所約定之變電所（即責任分界點），並無法供電於約定責任分界點以外之區域或變電所，系爭PPA各有其出售電力之地理位置，且除了星元公司及星能公司售電到同一變電所，係處於同一地理市場外，其他IPP業者之供電合約均非同一地理市場，就供電地理位置而言，被上訴人與其他IPP業者之供電合約均非同一地理市場，就供電地理位置而言，被上訴人與其他IPP業者彼此並無取代性等語。然查地理市場之界定，乃應以將發生限制競爭效果之範圍為區域。尤以依現行之社會交易現況暨經濟概念而言，界定本件地理市場，自應參酌電力產業之特性。雖各民營電廠被設限於特許執照之營業地區，但最後參加人為統籌全臺灣用電，得跨區域統籌調度9家IPP業者所提供之電力，本院前次發回判決即指明更審前判決認定9家IPP業者非處於同一產銷階段，無水平競爭關係，所提供之產品不具有替代性，無法界定為一發電市場，不得以臺灣本島列為本件之地理市場範圍，即非無疑等語。而關於此部分，被上訴人與其他8家IPP業者之營業區域、地理位置、連結參加人電力系統之變電所（即責任分界點），固不相同，各IPP業者供給電能之區域，僅限於中央主管機關核准之營業區域，即僅能供電至PPA所約定之變電所（即責任分界點），並無法直接供電於約定責任分界點以外之區域或變電所。但國內本島屬單一電力網，各IPP業者廠址雖位於不同區域，惟其電力透過變電所輸送予參加人後，均由參加人考量電力系統安全情況下，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，則參加人透過變電所及電力網路之快速輸送，易於全國各IPP間選擇或轉換交易對象，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。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。又參加人在各IPP業者產品間轉換所須耗費之成本極低，易於在各IPP業者間選擇或轉換交易對象，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業者所位區域所侷限，至責任分界點（即PPA約定之變電所）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無關等情，分據上訴人、參加人迭次述明在卷。是以如前揭所述「地理市場」之定義以觀，界定本件地理市場時，應考量契約之雙方關係暨電力事業之特性乃存有不可儲藏性及產銷一致性等情，茲就參加人之購電需求而言，究參加人有無將不同區域IPP業者購買之電力，於考量電力系統安全情況下，依照經濟調度原則，而可容易將該購得之電力輸送至其他區域，亦即參加人是否容易於各IPP業者間選擇或轉換交易對象，此攸關本件地理市場是否為「臺灣本島」之重要爭點，即有究明之必要。原審可透過參加人查明其向9家IPP業者，實際購買電力後，究竟如何輸配送電力，其電網系統及經濟調度運轉之系統設計為何？其向某家IPP業者購得之電力，實際輸配送區域範圍為何？是否僅限於該特定區域？有無調度跨區輸配送電力暨其區域範圍為何？決定跨區與否之因素為何暨其成本如何計算？又就其所需電力而言，選擇或轉換不同區域之情況、便利性（是否易於轉換）、價格變化程度、產品區域替代關係等相關事實之實情為何？以明本件相關地理市場，是否非僅及於該IPP業者售電之區域。此需藉由向參加人調查後，始可究明參加人於向各IPP業者購電後，是否易於輸配送其他區域或更及於臺灣本島任一區域之事實。原審未就上開事實予以進一步查明，即有應調查未予調查之違反職權調查義務之違誤。再者，除被上訴人等9家IPP業者外，參加人購電需求得為選擇或轉換之區域或對象，尚包括參加人自身及其他如再生能源發電廠之發電量，為原審確定之事實。據此參加人之購電來源既非僅限於被上訴人等9家IPP業者，而有其他電力來源可供調配，且依其PPA契約中所規定之經濟調度原則，參加人應有選擇調度、交易之對象，故選擇或轉換電力調度區域，是否僅限於各該IPP業者電廠營業執照所示之地理位置，亦非無疑。更審判決並未就此進一步調查，並請參加人提出實際數據以明實情，即遽認參加人「購電」之地理市場非臺灣本島，而是各PPA所載之區域，亦有未依職權調查暨判決不備理由之違誤，容有未洽，乃有進一步查明之必要。 (五)次查有關產品市場部分，更審判決於經調查審認後，固得出「產品市場方面，保證時段之售電數量（3,134小時），各 IPP業者無水平競爭，無所謂同一發電市場」、「產品市場方面，各IPP業者非保證時段之能量費率縱認有競爭關係，亦不會使保證時段之電價產生競爭，非保證時段電價與保證時段電價非為同一產品市場」、「產品市場方面，各IPP業者於非保證時段之能量費率，並無競爭關係」之結論，而將本件產品市場進一步劃分為「保證時段」及「非保證時段」，並分別論述各IPP業者之水平競爭關係之有無。惟產品市場界定之考量因素，因係就商品或服務之需求替代、供給替代進行界定，故得考量產品價格變化、產品特性及其用途、產品間曾經出現替代關係之情形、交易相對人在不同產品間之轉換成本大小、產品價格調整時，交易相對人因價格變化而移轉購買之程度、交易相對人及競爭事業對於產品間替代關係之看法、相關法規及行政規定之規定等因素。就本件而言，包括被上訴人在內之9家IPP業者出售予參加人之產品均為「電力」，其等出售之電力僅止於發電予參加人之階段，彼等完成供電至與參加人PPA約定之變電所後，其後均由參加人統一為輸配送電力，故彼等交易對象單一僅為參加人，為原審確定之事實。茲據原處分載明係以電力市場中之發電階段劃定成「發電市場」為本件產品市場之界定範圍。是以本件產品既為「電力」，故關於產品市場應係指各IP P業者間之產品（電力）因價格高低而有替代性（存有競爭）之商品範圍，沒有競爭即沒有市場，故界定相關產品市場時，彼此間是否有替代性（水平競爭關係），容為必須考量之因素。查經濟部為辦理參加人於87年2月電業權屆滿前開放電業申請設立及審核作業之需要，乃於83年9月3日公布之「開放發電作業要點」，經濟部能源委員會於84年1月及8月分別頒布第1階段及第2階段開放發電業之「設立發電廠申請須知」，依前開申請須知之規定，當時係以各機組競比低於底價之購電價格為得標價格：嗣經濟部又於88年1月公告「現階段（第3階段）開放民間設立發電廠方案」，該階段之購電價格則未經競比，而係由參加人單方面決定並公告。第1、2階段係由參加人以相當電源機組之成本訂定底價，由低於底價之民營發電業者競比得標，並以決標價格作為購電費率，第3階段則由參加人相當電源機組之成本原則訂定公告價格，作為售電費率，無論競標底價或公告價格，均以參加人相當電源機組（燃煤或複循環燃氣機組）之發電成本（避免成本）訂定等情，有參加人101年11月26日公平會調查階段所提出之陳述書可按。復稽之第3階段設立之IPP業者（包括被上訴人、森霸公司、星能公司及星元公司）與參加人間之PPA 第1條：「……電力調度：甲方（按即參加人）依據優良電業運行慣例考量遞增發電成本、遞增購電成本（能量費率相同之機組依熱耗率曲線決定）、遞增輸電損失、電力潮流及其他甲方可單獨決定之合理運轉考量因素，包括但不限於電力系統安全、水資源運用、環保控制、燃料供應、供電品質、機組特性、負載管理等，以調配可運用之總電能，滿足總電力需求，達成電力系統可靠與經濟之運轉。優良電業運行慣例：係指在適用當時一般電業所遵循之慣例，包括但不限於工程技術及運轉之考量，以及所使用之設備、方法等及所適用之相關法規、標準、管制辦法，符合以最低成本達到可靠、安全和有效率的運轉結果。……保證發電時段：全年總時數為3,134小時。原則上係指除例假日外之下列時段……非保證發電時段：保證發電時段以外之時段。……」第2條：「甲方及乙方（按即IPP業者）同意，依本合約購售乙方以天然氣為燃料之複循環機組所發電能，裝置容量48萬瓩，購電容量46.5萬瓩（保證支付容量電費41萬瓩），甲方向乙方購電之年購電容量因數為百分之40。」第15條：「接受調度：乙方發電機組應於商業運轉日起，開始接受並配合甲方電力調度，除系統需要外，以滿載運轉為原則。甲方得以直接或間接、人工或自動之方式排定與控制乙方一部或多部機組之發電出力，以便開始、增加、減少、停止乙方發電機組之電能輸送至甲方系統。乙方在運轉安全之前提下，隨時接受甲方對乙方發電機組有效電力、頻率控制、無效電力、電壓調整及系統操作等之調度指令，確保系統供電安全及優良電力品質。有關發電機組及互聯設備運轉、調度、操作及維護等應依附件5發電業電廠電力調度規則辦理。甲方在考慮乙方天然氣來源無虞下，得要求乙方於發電排程外接受調度，乙方應予配合。如因配合調度致天然氣不足保證發電時段發電，甲方依保證發電時段支付容量電費。」第43條：「合約期間本合約自簽約日起生效，自預定商業運轉日起屆滿25年之日終止，……」，另參酌第1、2階段成立之IPP業者（包括新桃公司、麥寮公司、和平公司、長生公司及嘉惠公司）與參加人間之PPA第1條：「合約中所使用之名詞，皆定義如下：……經濟調度：機組經濟出力值之調度，係指在電力系統安全限制下，根據經濟調度理論，考慮輸電損失及機組出力上限、下限等因素，所決定的各機組最佳出力值。最佳出力通常是由電能管理系統中相關程式計算出來；未受該系統管理者，依能量費率決定。……保證發電時段：係指乙方（按即IPP業者）發電廠應按其機組額定出力提供連續運轉之時段，該時段除甲（按即參加人）、乙雙方另有約定外，概按乙方發電廠在甲方系統中運轉屬性約定如下……前項保證發電時段甲方得視電力系統供應情形調整並通知乙方配合辦理。非保證發電時段：係指全年保證發電時段以外之時段，在該時段乙方發電廠應配合甲方系統調度運轉。……」第2條：「甲、乙雙方同意依本合約規定及甲方之經濟調度購、售該發電設備之淨輸出電能。乙方所生產之電能，除廠區內營運所需用電外，一律躉售予甲方，不得直接供給一般用戶或其共同投資之用戶。」第11條：「本合約自『簽約日』起生效，延續至商業運轉日起25年，……。」第27條：「乙方發電廠應提供機組額定出力於保證發電時段連續運轉之能力，商業運轉期間各月份保證發電量按本合約第1條第16款方式計算；非保證發電時段應配合甲方系統需要作降載運轉，其最低出力依照該機組裝置容量0％辦理。」暨購電合約補充說明約定：「第1條第8款：⒈本款所謂『經濟調度理論』，係指在甲方電力系統安全前提下，使發供電成本下降至最低，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。各發電機組（含民營電廠）之最高最低出力及機組冷、暖、熱機時間與升降載率等反應特性，均需考量以作為調度運轉之依據。……」等情。則依參加人與前揭IPP業者間所簽訂之PPA內容觀之，本件包括被上訴人在內之9 家IPP業者，與參加人簽訂之PPA契約，均係出售電力，且該電力出售無論第1、2階段簽約或第3階段簽約之IPP業者，均就其等售與參加人之電力區分為保證（發電）時段及非保證（發電）時段。而就購售電費率結構而言，參諸前揭PP A所載暨原處分亦載明⒈購售電費率（Ａ）＝容量費率（Ｂ）＋能量費率（Ｃ）。⒉容量費率（Ｂ）＝資本費率＋固定營運與維護費率。⒊能量費率（Ｃ）＝變動營運與維護費率＋燃料成本費率＋促進電源開發協助基金費率（燃煤機組另加計空污費率）。⒋容量費率反映電廠投資之固定成本，主要為資本費率；能量費率反映變動成本，主要為燃料成本費率。至購售電費率計算方式：保證時段發電支付容量費率和能量費率（Ａ＝Ｂ＋Ｃ），非保證時段則僅支付能量費率（Ｃ）。更審判決固參酌上情，而將本件產品市場進一步劃分「保證時段」及「非保證時段」為不同產品市場，並分別論述9 家IPP業者有無水平競爭關係，而得出前揭結論。惟參諸前揭IPP業者與參加人之PPA內容可知，固有保證（發電）時段及非保證（發電）時段之約定，暨於不同時段內，購電費率之結構暨價格之計算亦有不同。但以上該二時段之約定，始構成一完整之PPA契約內容，對於購電者之參加人而言，不論是哪一個交易價格計費之電力，購入後均為一體統籌運用。雖該不同時段之購售電費率確有不同，然此應係該PPA訂定時，依該購售電契約之性質、需求等整體性考量所為之設計。復參諸開放發電業作業要點第5點規定：「購電價格：台電公司向發電業購買電力之價格，應以不超過台電公司同類型式發電機組之避免成本為原則……」，可知參加人於與IPP業者訂定PPA契約時，亦須綜合考量其所支付之總電費是否確不逾購電價格上限。是以該二時段之約定，其區別應僅是交易價格之不同，而為契約內容與條件之一部分，上開二時段之費率及交易數量，共同構成參加人完整之購電價格。因此關於本件產品市場之界定，更審判決無視PPA契約整體性之考量，且彼等所生產出售之產品均為同一產品，復就購電者參加人之需求而言，該電力之供給亦有替代性等情，將原處分界定發電市場之產品市場，進一步再予劃定為保證時段及非保證時段之不同產品市場，即有違交易習慣及經驗法則，核有違誤。上訴意旨據以指摘更審判決就產品市場之認定有違誤，洵非無憑。雖然，參加人與9家IPP業者，各在不同階段成立之PPA，關於保證時段，就購電之時數、數量等原則上悉依約規定，較無彈性之空間，且受限於PPA契約約定之期間長達25年，彼此間之競爭似難以作用。惟依前揭PPA所載之「經濟調度」、「優良電業運行慣例」等原則，能量費率之高、低，容為參加人是否優先調度發電之重要考量因素。是以，能量費率即為PPA契約中非保證時段之競爭因素。而關於非保證時段，各IPP業者有無競爭乙節，更審判決固以參諸參加人前電力調度處處長ＯＯＯ發表「台灣電度運轉」一文予以說明「經濟調度（優良電業運行慣例）」，並非單純價格競爭之結果。再參酌參加人負責電力調度之證人ＯＯＯ之證詞，而認「經濟調度（優良電業運行慣例）」是由參加人綜合考量電力系統安全、水資源運用、環保管控、燃料供應、機組特性、供電品質、相關負載管理措施等因素之後，始決定調度對象，並非單純價格競爭之結果。更審判決復以參加人98年度至103年度向各民營電廠購電列表資料，其中能量費率最高之第3階段IPP業者即被上訴人、森霸公司、星能公司及星元公司非保證時段發電總量幾乎每年超過1,000小時，佔各年度全年發電總量31.55％～46％之間，而能量費率最低之第1、2階段IPP業者新桃公司及嘉惠公司之非保證時段發電總數則不超過200小時，非保證時段發電比例，約僅在各年度全年發電總量3％至5％之間，第1、2階段IPP業者長生公司於非保證時段發電總量亦僅佔各年度全年發電總量13％至19％之間，可知縱使第1、2階段能量費率較低，但參加人於非保證時段向該階段IPP業者即新桃公司、嘉惠公司及長生公司所調度之電力卻很少，參加人顯非依照「能量費率之高低」而為調度。參加人主張其不是不調度，而是IPP業者不配合等語，更審判決以此為被上訴人等IPP業者否認，且參加人已對IPP業者提起民事訴訟為鉅額索賠，於本件訴訟立場與IPP業者相反，因而逕認參加人之主張不足採，而得出非保證時段之經濟調度，其售電量不是僅依價格決定，各IPP業者並不會因非保證時段之售電價格較低，而賣出更多之電力，故難謂各IPP業者之「能量費率得為非保證時段之競爭因素」之結論。惟查依前述第1、2階段之IPP業者與參加人之PPA所載之「經濟調度」原則載明「最佳出力通常是由電能管理系統中相關程式計算出來；未受該系統管理者，依能量費率決定」；及第3階段之IPP業者與參加人之PPA所載之「優良電業運行慣例」亦載明「符合以最低成本達到可靠、安全和有效率的運轉結果」。是可知能量費率為非保證時段之競爭因素之一。在非保證時段，9家IPP業者在售電予參加人方面，除第3階段之IPP業者因有備載容量40％之限制，即非保證時段必須售電達370小時外，其餘非保證時段之時數，連同被上訴人在內之9家IPP業者，是否售電予參加人，乃有由參加人依前揭經濟調度原則、優良電業運行慣例等，予以考量決定，則價格或成本較低，仍屬參加人決定是否交易之重要因素之一。故關於非保證時段之售電，由於係以能量費率計價，但因能量費率之高低乃有不同，則各IPP業者，是否可因價格（能量費率）之高低而爭取更多與參加人交易之機會，容有水平競爭之可能性，即有進一步探究之餘地。至參加人縱除價格因素外，仍有考慮其他因素而決定交易與否，惟苟價格係該決定交易對象之重要因素，即不應忽視該競爭因素，而否認9家IPP業者彼此間有水平競爭之關係。至更審判決所載參加人98年度至103年度向各民營電廠購電列表資料，參加人向各IPP業者購電實際考量之因素究竟為何，能量費率是否仍為其考量之重要因素？各IPP業者關於非保證時段之售電，是否存有水平競爭之因素等事實，未據更審判決進一步查明，並請參加人就該表所列結果，舉出其實際考量因素，以查明9家IPP業者就非保證時段之售電，有無水平競爭之可能，即遽以參加人已對IP P業者提起民事訴訟，逕而推論參加人之主張不可採，並認定就產品市場方面，各IPP業者於非保證時段之能量費率，並無競爭關係之結論，乃嫌速斷。原審未就此進一步查明即遽為認定，核有未依職權調查即認定事實之違背法令情事，有判決不備理由之違誤，亦有進一步查明審究之必要。 (六)再者，公平交易法第4條所稱之「競爭」，除顯在之競爭外，亦包括「潛在之競爭」。本件9家IPP業者係於不同時間，分3階段設立，業如前述，故可知IPP業者於不同階段，係經過一定之競爭後，始能各與參加人締結PPA。雖則彼等係經3個不同時段之競標過程始完成，因而彼此在競標當下，是否能謂9家IPP業者即具有水平競爭關係，固有疑義。惟其後9 家IPP業者均與參加人簽訂PPA，尤以，在上訴人所認定本件聯合行為之合意階段，9家IPP業者已均與參加人簽訂PPA，9家IPP業者彼此間所生產之電力乃因產品特性相同具有替代性，且在非保證時段究有無競爭，如前所述，猶待原審進一步查明，故彼此間要成立水平競爭關係，非無可能。又雖9 家IPP業者與參加人間之PPA契約期間長達25年，彼此間橫向之競爭關係看似難以作用。然契約訂定後，並非不能調整，只要經雙方當事人同意，非無變更之可能性存在。甚且25年長期契約期間屆期後，未來參加人是否會同意與各IPP業者續約？其續約條件如何約定等項，攸關各IPP業者已投入之固定成本無法回收比例之高低及其等潛在收益，9家IPP業者亦應有斟酌其個別情形，而自行考量決定是否與參加人協商調整契約相關購售電費率，是衡情並非無競爭之可能性。參諸本件如前揭事實經過所述，參加人前曾於96年間，就關於燃料成本（費率）調整機制修訂為按即時反映調整機制。可見該長期契約雙方當事人所訂定之PPA內容，並非沒有協商、調整之可能。更審判決就上訴人認定聯合行為之合意階段，論述有無價量競爭時，認PPA契約一旦成立，本應依約履行，為維護契約自由原則，上訴人所稱「再開協商之競爭」，其審酌之順序及強度，均不得高於對已成立PPA之尊重，而認未來之市場進入競爭，並非合意當時之價量競爭等語。惟所謂競爭，亦包括潛在性之競爭。茲依原處分所載，其所非難者係9家IPP業者，於97年間起至101年10月止逾4年間，藉組成之協進會集會，達成彼此不參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，認已足以影響國內發電市場之供需功能。故可知其所非難者係9家IPP業者以合意拘束了彼此競爭之可能性。則苟9家IPP業者有原處分所載前揭合意之前提下，彼此若不為本案之合意，即使各IPP業者受長期契約約束之情形下，參加人分別與各IPP業者，是否容有機會調整本件購售電費率，以及保證時段價格、非保證時段價格暨其容量因素等，使各IPP業者有更多爭取交易之機會，而仍有存在競爭關係，亦非無探求之餘地，此核與契約自由原則應屬無涉。更審判決以為維護契約自由原則，核認上訴人所稱「再開協商之競爭」，其審酌之順序及強度，不得高於已成立PPA之尊重，而認此非「合意當時」之價量競爭，遽以否定IPP業者之競爭關係，亦嫌速斷，容有未洽。上訴意旨指摘更審判決將判斷有無競爭關係之時點，侷限於聯合行為合意當時之競爭，核非市場經濟體制下所應出現之正常行為等語，洵非無憑，是關於此部分究有無競爭關係，乃有由原審進一步查明審認之必要。至開放IPP業者成立之目的，固為解決參加人無法自行供應全國所需用電之問題，然事業透過委外生產契約以達成自身經營目的者，亦洵屬常見。9家IPP業者分別與參加人訂定PPA，彼此間乃不同法人，亦各別為契約當事人，其等利害關係衡情難謂完全一致。更審判決以被上訴人及其他8家IPP業者，與參加人間構成一個單一經濟體，核認9家IPP業者間，無競爭關係之論述，亦有違經驗法則，乃有未合。 (七)又按聯合行為係相互約束事業活動，以達限制競爭之目的，故就其效果而言，自須足以影響生產、商品交易或服務供需之市場功能。而聯合行為是否達到「足以影響市場功能」之程度，一般係以「質」與「量」之標準綜合判斷之，其中「質」之標準，係以聯合行為之內容亦即事業所限制競爭之本質是否屬核心事項為斷，愈屬核心限制競爭手段（如影響價格因素）之排除，被認為影響市場功能之可能性也就愈高；而「量」之標準，主要係以參與聯合行為事業之數目及聯合行為之市占率為具體指標。至於市占率之計算，參諸公平交易法施行細則第4條亦有明定。是本件如經查明9家IPP業者確以臺灣本島為地理市場，又經界定以「電力」為產品市場，且9家IPP業者確有水平競爭關係，則其市占率是否為原處分所載之19％，此部分市占率之實情如何，是否會影響市場之供需功能？又9家IPP業者究有無原處分所載之利用協進會集會，達成彼此不與參加人完成調整購售電費率之合意行為？該合意內容是否足以影響相關市場之供需功能等，均足致影響本件聯合行為是否成立，未見原審進一步查明，亦有事實未明之處，此亦應由原審於發回後續行調查審認之。 (八)綜上所述，更審判決既有前開違反未依職權調查義務、經驗法則暨判決不備理由之判決違背法令情事。上訴意旨指摘更審判決違背法令，尚非無據，且其情形將影響事實之認定及裁判之結果，上訴人求予廢棄，為有理由。又因本件尚有前揭事證未明，有由原審再為調查審認之必要，或待上訴人、參加人等予以說明釐清，本院無從自為判決。爰將更審判決廢棄，發回原審再為調查審認後，另為適法之裁判。九、據上論結，本件上訴為有理由，依行政訴訟法第256條第1項、第260條第1項，判決如主文。中　　華　　民　　國　　107　年　　8　　月　　23　　日最高行政法院第二庭審判長法官　吳　東　都法官　胡　方　新法官　程　怡　怡法官　張　國　勳法官　陳　秀　媖以上正本證明與原本無異中　　華　　民　　國　　107　年　　8　　月　　24　　日書記官　蔡　健　忠

最高行政法院(含改制前行政法院)107年度判字第490號

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