臺灣臺北地方法院106年度重訴字第179號

臺灣臺北地方法院民事判決　　　　　　106年度重訴字第179號

原告

台灣電力股份有限公司

法定代理人

朱文成

訴訟代理人

潘正芬律師

複代理人

李杰峰律師

訴訟代理人

陳修君律師

訴訟代理人

張佳琪

訴訟代理人

江畤銘

訴訟代理人

林彥儒

訴訟代理人

朱孝軒

被告

新桃電力股份有限公司

法定代理人

吉賀博

訴訟代理人

李宗德律師

訴訟代理人

白梅芳律師

訴訟代理人

陳信宏律師

複代理人

翁乃方律師

上列當事人間損害賠償事件，前經臺北高等行政法院以104年度訴字第1277號裁定移送前來，本院於民國107年11月22日言詞辯論終結，判決如下：

主文

事實及理由

壹、程序方面：

一、按訴狀送達後，原告不得將原訴變更或追加他訴，但請求基礎事實同一，或係擴張或減縮應受判決事項之聲明者，不在此限，民事訴訟法第255條第1項第2款、第3款分別定有明文。原告民事準備狀訴之聲明原為：「先位聲明：㈠被告新桃電力股份有限公司應給付原告至少新臺幣48億1千萬元，及自民國96年11月1日起至清償日止，按週年利率百分之5計算之利息。惟依民事訴訟法第245條規定，原告於被告為損害額計算報告前，保留關於給付範圍之聲明。㈡原告願供擔保請准宣告假執行。備位聲明：㈠原告與被告新桃電力股份有限公司間，依購售電合約附件1-3合約有效期間各年度容量費率及能量費率表註1之保證發電時段單位容量費率中之經濟資產持有成本(即資本費)，應自96年10月9日起至101年11月30日止，依被告96年10月9日起至101年11月30日之實際自有資金成本率及外借資金成本率計算調減給付，被告新桃電力股份有限公司應返還原告至少48億1千萬元。依民事訴訟法第245條規定，原告於被告為損害額計算報告前，保留關於給付聲明之範圍。㈡原告願供擔保請准宣告假執行」（見本院卷一第44頁）。嗣以民事準備(三)狀變更訴之聲明為：「先位聲明：㈠被告應給付原告新臺幣48億1千萬元，利息起算日詳見附表一，並按週年利率百分之5計算之利息。㈡原告願供擔保請准宣告假執行。備位聲明（情事變更請求部分聲明補充更正）：㈠原告與被告新桃電力股份有限公司間，依購售電合約附件3合約有效期間各年度容量費率及能量費率表註1之保證發電時段單位容量費率中之經濟資產持有成本（即資本費），應自96年10月9日起至101年11月30日止，依被告96年10月9日起至101年11月30日之實際自有資金、外借資金成本率及佔比計算調減給付經濟資產持有成本（即資本費），被告應返還原告新臺幣48億1千萬元。㈡原告願供擔保請准宣告假執行。」（見本院卷三第228頁）核原告所為其請求之基礎事實同一、擴張應受判決事項之聲明，與原訴間具有共同性，而就原請求之訴訟及證據資料，於審理繼續進行在相當程度範圍內具有一體性，揆諸首揭規定，應予准許。

二、原告以民國107年10月8日民事聲請暨準備(七)狀（見本院卷六第40頁）、107年11月22日民事準備(八)狀（見本院卷七第62頁），聲請本件應於最高行政法院107年度判字第489號判決廢棄發回臺北高等行政法院之行政訴訟案件終結確定前，停止訴訟程序，然查：

(一)按訴訟全部或一部之裁判，以他訴訟之法律關係是否成立為據者，法院得在他訴訟終結前，以裁定停止訴訟程序；前項規定，於應依行政爭訟程序確定法律關係是否成立者，準用之，民事訴訟法第182條定有明文。復按民事或刑事訴訟之裁判，以行政處分是否無效或違法為據者，應依行政爭訟程序確定之；前項行政爭訟程序已經開始者，於其程序確定前，民事或刑事法院應停止其審判程序，行政訴訟法第12條亦定有明文。準此，民事訴訟之裁判必以行政爭訟程序確定之法律關係是否成立或行政處分是否無效或違法為先決要件者，始應由認定先決事實之行政法院或受理訴願機關先為裁判或決定，以該確定裁判或決定所認定之事實作為民事法院裁判時認定事實之基礎。若行政爭訟程序之法律關係是否成立及行政處分是否無效或違法，並非民事訴訟之先決問題，則民事法院即毋庸停止訴訟程序，應自行調查審認，以免當事人受延滯訴訟之不利益，有最高法院96年度台抗字第755號民事裁定可資參照。

(二)經查，公平交易委員會（下稱公平會）於102年3月間認被告及其餘8家民營電廠違反承諾聯合拒絕與原告協商修約之行為違反公平交易法第15條，對9家民營電廠處以新台幣（下同）63.2億罰鍰，被告等9家民營電廠不服提起行政訴訟，臺北高等行政法院以102年度訴字第1715號認定其等不構成聯合行為，公平會上訴至最高行政法院，最高行政法院以104年度判字第330號廢棄發回，經臺北高等行政法院以104年度訴更一字第64號為更審判決，公平會提起上訴後，最高行政法院以107年判字第489號再次廢棄發回，現由高等行政法院審理中，此為原告所自承（見本院卷六第41頁）。而本件應予審理者，則係被告之行為有無侵害原告之私權，應否依公平交易法第30條等相關規定負民事損害賠償責任，自可由本院依證據調查之結果自行認定。是本件民事訴訟自非以行政爭訟之認定為先決要件，從而，原告聲請本件於另案行政訴訟終結前，停止訴訟程序，於法有違，應予駁回。

貳、實體方面：

一、原告主張：

(一)緣70年原告因電源開發受阻，電力系統備用容量偏低，為因應用電需求，經濟部決定開放民營電廠，將原告未能即時興建之裝置容量開放由民間設置，以紓緩供電壓力，並於84年1月1日、8月25日分別頒布第一階段及第二階段開放發電業之「設立發電廠申請須知」，作為被告籌設發電廠及原告簽署購電合約之主要依據。88年1月公告「現階段（第三階段）開放民間設立發電廠方案」，准許民間籌設發電廠（即Independent Power Producer，簡稱IPP），原告遂於分別與被告及國光、和平、森霸、長生、星元、星能、嘉惠、麥寮等共9家民營電廠（下合稱9家民營電廠）分別簽立購售電合約。

(二)自92年起，市場利率水準大幅降低，十年期中央政府公債次級市場殖利率由84年之6.79％降至96年之2.32％，100年更降至1.38％，然作為計算原告向被告等民營電廠購電費率之資本費或經濟資產持有成本折現率並未隨之調整，致原告仍以較高之利率或折現率計算資本費後，據以計付購電費用予被告等民營電廠。嗣燃料成本遽漲，原告乃於96年間與被告等民營電廠針對「燃料成本費率調整」為協商，原告為求電力供應穩定、避免被告因燃料成本上漲致經營困難，及考量利率調整機制與燃料調整機制之配套措施，勉予同意先行修訂燃料成本調整機制，惟雙方仍同意續行協商影響購電費率之各項因素，如利率、折現率等。96年10月29日經濟部召開「購售電合約燃料成本費率調整機制協商會議」，原告與包含被告在內之6家燃氣民營電廠乃合意將燃料成本費率機由合約約定按「前一年台電天然氣電廠平均熱值成本」修訂調整為按「臺灣中油公告之發電用天然氣平均熱值成本」調整，以此方式即時反映天然氣價格上升之變動。惟原告嗣欲與民營電廠就資本費調整進行協商時，被告竟與其他民營電廠共同以籌組協進會、多次集會交換意見及分工、達成拖延協商、一致拒絕調降容量費率等方式，拒絕調降容量費率，至102年間始與原告達成修約合意，致原告長期承擔過高之不合理購電費率，被告等民營電廠共同拒絕調降容量費率之舉，實已構成聯合行為，公平交易委員會（下稱公平會）並於102年3月15日以公處字第102035號處分書（下稱公平會原處分）對9家民營電廠處以共63億2000萬元（後降為60億700萬元）之罰鍰。

(三)被告等9家民營電廠均為特許事業，原告因強制締約必須向渠購電，渠顯具獨占市場力量。然被告等9家民營電廠違反承諾，於原告同意調整燃料成本費率後，竟聯合拒絕依先前合意協商修訂資本費率及購售電價格，顯有違公平交易法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條等規定，應依公平交易法第30條、第31條、第33條及民法債務不履行、第184條等規定，負損害賠償責任。縱認兩造未達成協商修訂資本費率之合意及9家民營電廠不構成聯合行為，然原告信賴被告會協商修訂資本費率，被告卻違反誠實及信用方法，拒不完成協商，原告無過失而持續受有損害，被告有締（修）約上之過失，亦屬欺罔或顯失公平行為，應依民法第245條之1規定負責。另自92年起市場利率大幅降低，96年至101年之市場利率差均較簽約當時下降，此短期內大幅下降情事並非原告簽約當時所得預料，而原告以遠超過被告建廠成本之資本費率購電，顯有失公平，屬民法第227條之2規定之情事變更，故原告於該段期間之經濟資產持有成本（即資本費）給付應隨之調低。

(四)關於損害賠償數額之計算，⒈因被告等民營電廠於原告就燃料成本費率為調整後，未依承諾與原告協商調整購售電費率中反映市場利率水準變動之資本費，原告於96年10月9日至101年11月30日間因修改燃料成本機制，使被告新桃公司受有約新台幣15億1仟萬元之利益，均係本件原告之所受損害。再依96年10月29日會議中原告與被告等民營電廠達成以附利率差調整資本費條件來換取先修改燃料成本機制之合意，原告依通常情形本可與被告等民營電廠修改利率影響之資本費，而降低超額支付予被告等民營電廠之資本費，然96年至101年間被告等民營電廠均拒絕調整資本費率，致原告仍超額支付以高利率、高折現率計算下之資本費與被告等民營電廠，此部分屬原告之所失利益。又被告拒絕調降資本費亦致原告受有鉅額損失，惟實際受損數據，有待被告提出起訴狀第37頁所述內部折現率、外借資金利率、外借資金佔比、自籌資金成本、自籌資金佔比、96年起至101年之總營業額、年度淨利、燃料成本等相關確切資料文件，始能確定其金額。於加計上開原告燃料費與資本費之損害後，原告尚得依據公平交易法第31條第1項原告得請求三倍損害額之規定，作為原告共得請求之損害額。⒉另依公平交易法第31條第2項之規定，原告亦得依被告因侵害行為所受利益作為請求損害賠償之數額，惟原告透過公開資訊觀測站未見被告財務資料，故須待被告提出其96年至101年間之財務報表以認定原告損害賠償數額，若被告不提出，則以公平交易委員會公處字第103090號處分書認定被告於97年至101年間所獲商品或服務銷售金額新台幣353億元作為原告損害賠償之數額，並得依公平交易法第31條第1項請求3倍之損害額。

(五)爰依公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條、第30條、第31條、第33條，及行政程序法第149條準用民法債務不履行、民法第184條、第227條及第227條之2、第245條之1等規定提起本件訴訟等語，並聲明：先位聲明：⒈被告應給付原告新臺幣48億1千萬元，利息起算日詳見附表一，並按週年利率百分之5計算之利息。⒉原告願供擔保請准宣告假執行。備位聲明：⒈原告與被告新桃電力股份有限公司間，依購售電合約附件3合約有效期間各年度容量費率及能量費率表註1之保證發電時段單位容量費率中之經濟資產持有成本（即資本費），應自96年10月9日起至101年11月30日止，依被告96年10月9日起至101年11月30日之實際自有資金、外借資金成本率及佔比計算調減給付經濟資產持有成本（即資本費），被告應返還原告新臺幣48億1千萬元。⒉原告願供擔保請准宣告假執行。

二、被告則以：

(一)於80年代原告電源開發計畫因環保意識而受阻，經濟部為將原告原承擔興建電廠之成本及風險轉由民間承擔，乃於84年1月、84年8月、88年1月、95年6月分四階段開放民間申設電廠，被告係第二階段申設之民營電廠，並與原告在87年6月29日簽署購售電合約書（下稱系爭購售電合約）。系爭購售電合約係由原告所制定，附於設立發電廠申請須知，原告於系爭購售電合約中將購售電費率區分為「容量費率」及「能量費率」，「容量費率」在反映興建電廠之固定成本及利潤，其包括「固定之營運與維護費」及「經濟資產之持有成本」（通稱「資本費」），容量費率在購售電合約下並無調整機制；「能量費率」反映伴隨發電而生之變動成本，包括變動之營運與維護費及燃料成本，係按前一年度燃料成本之變動而為調整。嗣於95、96年間天然氣價格飆漲，惟因燃料成本落後一年始反映於能量費率，民營電廠面臨可能無力償還銀行貸款及支付中油天然氣費用之窘境，正常營運受影響甚至可能中斷，96年間經濟部乃多次召集包含被告在內之6家燃氣民營電廠與原告協商燃料成本改採即時調整之會議，原告並擬將折現率/利率由原先固定調整為浮動，惟此構想將影響民營電廠當初投標報價之基礎及購售電費率，故包括被告在內之與會民營電廠均不同意。嗣原告數次召集各民營電廠協商均未達共識，經濟部乃於100年4月11日會議中作成結論表示如雙方對於購售電合約中增訂利率浮動調整之機制未能協調解決，建議可依購售電合約所訂爭議解決方式，交付仲裁或訴請司法機關判定。嗣101年6月油電雙漲，原告重啟協商並改與個別民營電廠協商，兩造於此階段進行九次協商會議，在102年1月17日及102年3月27日會議達成回饋方案共識，即就「資本費隨利率浮動調整」方案，同意不修改購售電費率，但被告新桃公司同意按中央銀行公告前一年五大銀行新承作放款加權平均年利率，和電價競比當日台灣銀行基本放款利率（7.25%）之利差，以被告貸款餘額及購售電合約剩餘年限計算並每年均化攤提回饋予原告，雙方並同意溯及自101年12月1日起生效。另公平會原處分認為九家民營電廠構成聯合行為而予以處罰，經被告提起行政爭訟後，原處分為臺北高等行政法院102年訴字第1715號判決撤銷，公平會上訴後最高行政法院予廢棄發回，臺北高等行政法院命原告獨立參加訴訟並更審後做成104年度訴更(一)字第64號判決再次撤銷公平會原處分，公平會及原告上訴，刻正由最高行政法院審理中。

(二)兩造並無以「購電費率隨利率浮動調整」作為「燃料成本即時反映機制」之配套措施之合意：原告於96年8月23日、96年9月11日會議中均表示正委託台經院辦理「建立IPP購電價格隨利率浮動調機制之研究」，俟具體研究結論提出後再就該議題繼續協商，足證當時原告尚未提出利率浮動調整之具體方案，被告自無承諾可能；且觀此2次會議決議事項均記載「雙方未來應就所有影響購電費率之各項因素（如利率、折現率等）繼續協商」，顯未達成合意。至96年10月29日經濟部召集之協商會議僅在討論燃料成本即時反映機制之實施日期，原告所提「以購電費率隨利率浮動調整作為燃料成本即時反映之配套措施」並非該次會議討論議案，雙方亦未就購電費率隨利率浮動調整達成任何合意。97年9月4日起，被告持續與原告協商購電費率隨利率浮動調整機制，兩造於在102年間達成利差回饋方案之共識，且同意溯及自101年12月1日起生效，足認被告並無原告所稱拒絕協商之情。至系爭購售電合約第54條關於合約「自生效日起每滿五年或有必要時，由雙方會商檢討修正」之約定，僅代表該雙方可合意修正合約約定，並無強制被告須接受原告所提修正合約方案之意。

(三)被告並無與其他民營電廠構成原告所主張之聯合行為：原告主張聯合行為之唯一依據為公平會原處分，然該處分業經臺北高等行政法院二次判決撤銷，最高行政法院亦二次判決廢棄原判並發回更審，主要理由係認為民營電廠間是否處同一地理市場及產品市場而具有競爭關係，尚待釐清。顯見公平會原處分實不足以作為認定民營電廠處於同一市場、具有競爭關係且構成聯合行為之證據。而關於地理市場，依電業法第3、4、17條規定觀之，其所稱營業區域為發電業可以供給電能之最大區域，且不得自由伸縮。而經濟部核發予被告之電業執照顯示被告「營業區域」僅為「新桃發電廠廠址區域」，是被告無法將電能供給到廠址區域以外之處，更不可能以臺灣本島為供給電能或營業區域之範圍；況臺灣本島為單一輸電網，該網絡為原告所有，被告亦無使用原告輸電網路之權利或能力。被告與其他8家民營電廠之營業區域、地理位置、聯結原告電力系統之變電所即責任分界點均不相同，各民營電廠業者供給電能之區域亦僅限於中央主管機關核准之營業區域，彼此間無競爭關係，自非處於同一地理市場。又原告將我國供電區域劃分為北、中、南三區，就電源開發計畫及執行均以區域供需平衡為主，而電力遠距傳輸易造成線路損失、危害整體電力系統安全，故原告亦以避免電力遠距傳輸、抑低線損為原則，自無不同民營電廠間可以輕易轉換交易對象或任意跨區調度，或如原告所稱臺灣本島構成一發電市場之情。關於產品市場，其界定以商品間替代性為據，故與商品特性、用途及價格息息相關。就價格部分，本件購售電費率分為保證時段與非保證時段，其電費結構、經濟價值、效用、成本、利潤均不相同，彼此無法比擬替代，自無從劃歸同一產品市場。另原告主張被告與其他民營電廠透過民營發電業協進會達成聯合拒絕調整購售電合約費率之合意及共同行為云云，惟由民營發電業協進會在97年8月21日之會議紀錄所列議題以觀，各家民營電廠對於原告購售電費率隨利率浮動調整方案均各自表達意見，並分別提出不同之修改方案，足證客觀上被告與其他民營電廠並無共同拒絕調整購售電費率之聯合行為或其合意。且原告主張因被告違反公平交易法聯合行為所生之損害賠償請求權，均已罹於時效。

(四)被告不同意原告97年提出之資本費隨利率浮動調整機制之方案並無締約上過失，且原告之請求權已罹於時效：原告主張被告不同意其提出之購電費率隨利率浮動調整方案，構成締約上過失云云。惟原告於97年中首度提出其購電費率調整方案後，被告即與原告持續進行協商，此本為洽談必經過程，自無違反誠實及信用方法之締約上過失可言。又兩造最終於102年1月17日及102年3月27日就回饋方案達成合意，亦與民法第245條之1之適用以契約未成立為前提要件有所不符。為洽談必經過程，自無以此謂對造有何違反誠實及信用方法之締約上過失。退步言之，民法第245條之1第2項規定損害賠償請求權因2年間不行使而消滅，依原告主張其產生信賴之時點應為96年間，且於97年即發生原告所稱信賴契約能成立卻不成立之情，距原告提出本件訴訟已罹於2年消滅時效，其請求亦應駁回。

(五)本件並無民法第227條之2第1項情事變更原則之適用：原告主張因情事變更而生之損害賠償，係指96年至101年間之利率下降，其已給付之購售電費用較依其所提出之「購售電費率隨利率浮動調整」計算之購售電費用為高，故以該差額作為原告請求變更給付之數額。實則兩造購售電費率之容量費率雖以折現率為計算因素之一，然折現率係將未來預期收益折算成現值的比率，係反應投資項目管理報酬及機會成本，與利率係單純反應資金報酬，兩者並不相同。本件原告承諾以折現率作為民營電廠之投資報酬率讓民營電廠評估之風險水準，並決定以投標當日臺灣銀行基本放款利率作為該投資報酬率之計算標準，顯見原告本有以固定折現率計算經濟資產持有成本之意，嗣後市場利率之變動對於原告已設定之折現率自不生影響，更無情事變更之事實存在。又依系爭購售電合約第40條規定原告購電費用係按月支付，而96年至101年間之購電費用，原告已支付被告，此期間雙方購售電之法律關係已因清償而告消滅，原告亦無從就已不存在之法律關係主張情事變更。

(六)綜上，原告主張之請求權基礎均不存在，其損害賠償及刊登判決等請求均屬無理，其假執行聲請亦失所附麗，均應予一併駁回，為此答辯聲明：⒈原告之訴及假執行之聲請均駁回。⒉如受不利判決，願供擔保請准宣告免為假執行。

三、本件原告主張政府開放民間籌設電廠後，與被告在87年6月29日簽署系爭購售電合約書，合約所定購電價格均按「容量電費」與「能量電費」分別計價，「容量電費(元)＝容量費率（元/度）×保證發電時段計費購電量(度)」，「能量電費(元)＝能量費率(元／度)×〔當月購電量(度)－廠址因素（度）〕計算，「容量費率」包括固定之運轉維護費及資本費，資本費係用以分攤興建電廠之龐大固定成本支出及各項利息及稅捐支出，投資建廠成本以預估資金成本率（即折現率）按合約25年折現之均化成本計算，折現率按電價競價當日之臺灣銀行基本放款利率計算，「能量費率」主要由變動運轉維護費、燃料成本、促進電力開發協助基金或空污費構成，經濟部能源局於96年5月3日召開燃料成本（費率）調整機制協調會議，要求原告應就所有影響購電費率項目（如利率、折現率等）進行協商，嗣因燃料成本遽上漲，原告於96年間與包含被告等民營電廠針對「燃料成本費率調整」協商，於同年10月29日與被告及長生、嘉惠、國光、星能、森霸電力公司等共6家以天然氣為燃料之民營電廠達成修約合意，將能量電費中之燃料成本費率調整機制修訂為按「台灣中油公告之發電用天然氣平均熱值成本」即時調整，並自96年10月9日起實施，且不溯及既往（見北高行卷一第220頁）。又被告與長生、星元、麥寮、和平、嘉惠、國光、星能、森霸電力公司共9間民營電廠因有合意拒絕調整與原告購售電費率之聯合行為，經公平員會於102年3月15日以公處字第000000號處分書共處以60億餘元罰鍰等事實，業經原告提出購售電合約書及附件（見北高行卷一第34至51頁、本院卷二第292至306頁）、第一、二階段設立發電廠申請須知（見北高行卷二第79至154頁）、現階段開放民間設立發電廠方案（見北高行卷二第155至159頁）、協調會議紀錄（見本院卷一第162至166頁、第266至268頁）、公平會處分書（見本院卷一第239至254頁）等證據，核屬相符，並為被告所不爭執，應堪信為真實。

四、原告基於上開事實，主張兩造於96年10月29日「購售電合約燃料成本費率調整機制協商會」同意修改「購售電合約中能量電費關於燃料成本調整機制」時，亦達成「配套調整購售電合約中容量電費關於因利率影響之資本費率」之合意，惟被告違反該等合意及誠實信用原則，及系爭購售電合約第54條、第49條之約定，以籌組「台灣民營發電業協進會」、多次集會交換意見、拒絕調降容量費率之聯合行為拒絕協商調整容量電費關於受利率影響之資本費率，顯已違公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條（即原公平法第10條第2款、第14條、第19條第6款、第24條）等規定，應依公平交易法第30條、第31條、第33條、民法債務不履行及第184條等規定，負損害賠償責任；縱認兩造未達成協商修訂資本費率之合意及被告等民營電廠無聯合行為，然原告信賴被告會協商修訂資本費率，被告卻違反誠實及信用方法，拒不完成協商，原告無過失而持續受有損害，被告有締（修）約上之過失，亦屬欺罔或顯失公平行為，應有民法第245條之1規定負損害賠償責任。另自92年起，市場利率水準大幅降低，此非原告簽約當時所得預料，原告以遠逾被告建廠成本之資本費率購電，顯有失公平，應依民法第227條之2規定調整減少原告是段期間之經濟資產持有成本即資本費給付等情，均為被告所否認，並以前詞抗辯，是本件爭點厥為：(一)兩造於96年10月29日「購售電合約燃料成本費率調整機制協商會」同意修改系爭購售電合約中「能量電費關於燃料成本調整機制」之同時，有無達成「配套調整購售電合約中容量電費關於因利率影響之資本費率」之合意？(二)被告有無違反公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條（即原公平法第10條第2款、第14條、第19條第6款、第24條）等規定，而應依公平交易法第30條、第31條、第33條及民法債務不履行、第184條等規定，負損害賠償責任之情形？

(三)原告主張其信賴被告會協商修訂資本費率，被告卻以違反誠實及信用方法，拒不完成協商，原告無過失而持續受有損害，被告有締（修）約上之過失，應依民法第245條之1規定負責，是否可採？(四)原告主張自92年起，市場利率水準已大幅降低，顯非簽約當時所得預料，原告以遠逾被告建廠成本之資本費率購電顯有失公平，依民法第227條之2有關情事變更原則之規定請求調整減少原告是段期間之經濟資產持有成本（即資本費）給付，有無理由？茲分述如下：

(一)兩造於96年10月29日會議同意修改系爭購售電合約中能量電費關於燃料成本調整機制時，並未就「配套調整購售電合約中容量電費關於因利率影響之資本費率」達成合意：

1.按當事人主張有利於己之事實者，就其事實有舉證之責任，民事訴訟法第277條前段定有明文。次按民事訴訟如係由原告主張權利者，應先由原告負舉證之責，若原告先不能舉證，以證實自己主張之事實為有實，則被告就其抗辯事實即令不能舉證，或其所舉證據尚造疵累，亦應駁回原告之請求（最高法院17年上字第917號判例意旨參照）。原告主張於96年10月29日購售電合約燃料成本費率調整機制協商會議，兩造同意修改系爭購售電合約中「能量電費關於燃料成本調整機制」時，亦達成「配套調整購售電合約中容量電費關於因利率影響之資本費率」之合意等情，惟為被告所否認，依前揭說明，自應由原告就其主張負舉證之責。依系爭購售電合約附件3規定折現率按電價競比當日臺灣銀行基本放款利率計算（見本院卷二第292頁），及系爭購售電合約第35條第1項第1款至第3款規定：「合約有效期間各年度容量費率及能量費率經甲、乙雙方議定如附件3，其中各項費率甲方應於每年一月一日依下列方式調整：一、營運與維護費…。二、燃料成本…。三、能量費率有關開發電源捐助基金部分…。」（見北高行院卷一第39頁），可知兩造就計算資本費與容量費率基礎之折現率，本已於系爭購售電合約及附件3合意以固定利率為準。衡諸系爭購售電合約性質上為買賣契約，其價金及標的物自為其必要之點，若原告有意將系爭購售電合約附件3中以固定利率作為計算資本費與容量費率基礎之方案，修改為改按浮動利率來調整之方案者，則原告自應先就該購電費率如何隨利率浮動調整提出方案形成要約，再經被告就該方案為承諾後，此部分之修約合意始可能成立。

2.原告主張因92年間市場利率大幅下滑，95年間天然氣價格大漲，兩造乃就購售電之燃料成本費率及資本費隨利率浮動調整等機制進行協商，並於96年10月29日之會議中，就燃料成本調整機制配及容量電費中因利率影響之資本費率均達成調整之合意云云。然細繹兩造就燃料成本費率進行協商調整之起因，乃95、96年間天然氣價格飆升，國際燃料價格大幅變動，系爭購售電合約之「按甲方前一會計年度相同燃料全部機組之平均燃料成本」機制無法即時反應燃料成本，民營電廠現金流量出現缺口，故請經濟部能源局介入檢討修訂，兩造始陸續進行協商，原告並於96年8月10日、8月20日、8月23日及9月11日與經濟部能源局、被告及新桃、嘉惠、森霸、星能等6家IPP燃氣民營電廠召開4次「燃氣IPP燃料成本費率調整方式溝通協商會議」（見本院卷一第266至268頁、第163至165頁）。而觀諸該4次會議紀錄內容，於96年8月10日會議，原告除同意於當年底前就燃料成本費率是否按月以台電中油天然氣價格調整乙節完成協商外，就購電費率之調整則表示「…本公司原計畫就影響購電費率之因素調整委外研究，有初步結果時，將併同此一議題進行檢討。」（見本院卷一第266頁）。於96年8月20日會議時，原告僅表示就即時調整購電費率議題須謹慎處理（見本院卷一第268頁）。於96年8月23日會議，其決議事項記載：「(一)由於影響購電費率之變動項目尚包含利率、折現率等，依96年5月3日能源局召開之會議，應就所有影響購電費率項目進行協商，惟基於時效之考量，先就近期業者所提之『燃料成本費率調整方式』議題溝通協商。目前本公司正委託台經院辦理『建立IPP購電價格隨利率浮動調整機制之研究』，未來在具體研究結論提出後，雙方未來應就此項議題繼續協商。」（見本院卷一第164頁）。於96年9月11日會議，其會議紀錄「二、配套作法…(四)須持續協商之事項」則記載：「…目前本公司正委託台經院辦理『建立IPP購電價格隨利率浮動調整機制之研究』，未來在具體研究結論提出後，雙方未來應就此項議題繼續協商。」（見本院卷一第166頁）。由上開會議紀錄可知，當時原告所稱「IPP購電價格隨利率浮動調整機制」仍在委外研究中，原告並未於各次會議中提出具體之利率浮動調整方案。此由原告96年10月9日電業字第09610005121號函經濟部「陳報燃氣民營發電業者請求修訂購電費率調整機制乙案辦理情形」之函文說明欄第三(二)點記載：「…1、本公司（即原告）已於96年8月10日、8月20日、8月23日及9月11日與業者進行4次溝通協商會議，達成下列共識：

(1)有關『燃料成本費率調整機制』，由現行合約每年1月1日依『前一年台電天然氣電廠平均熱值成本調整』，修訂為按『台灣中油公告之發電用天然氣平均熱值成本調整』（即時反映調整機制）。( 2)業者（即被告等民營電廠）意見溯自96年1月1日起適用即時反映調整機制；本公司意見為自97年1月1日以後適用；故擬兩案併陳，報請 鈞部調處（歷次會議紀錄如附件一至四）…」、第四點記載「…雖然本公司對於即時反映調整機制之起始適用時機與業者間之意見仍存有歧異，有關業者之購電費率適用『即時反映調整機制』之實施，在儘可能減少對96年財務衝擊前提下，本公司勉予同意於奉 鈞部核定之日起實施。」（見本院卷一第167頁）可知原告向經濟部陳報上開4次燃料成本協商會議結果時，僅表示原告與被告等民營電廠已就燃料成本即時反映機制達成修訂共識，惟就起始適用時機有不同意見等節，然全未提及「購電價格隨利率浮動調整」之配套措施。

3.嗣經濟部於96年10月29日召集購售電合約燃料成本費率調整機制協商會，其會議紀錄就協調結果記載：「有關購售電合約燃料成本費率調整機制，合約雙方前已合意改按台灣中油公司公告之發電用天然氣平均熱值成本即時調整，本部予以尊重。有關開始實施日期，雙方合意自96年10月9日起實施，且不溯及既往。」（見本院卷一第220頁）足見兩造當時僅同意就購售電合約燃料成本費率調整機制改按「台灣中油公司公告之發電用天然氣平均熱值成本即時調整」，並「合意自96年10月9日起實施，且不溯及既往。」惟既無原告就購電價格隨利率浮動調整提出之具體方案，更無任何被告表示合意之記載。實則，倘兩造於該次會議確已就「容量電費關於因利率影響之資本費率調整」此配套措施達成合意，會議紀錄豈可能隻字未提，甚或就該配套措施之具體內容為何均未可得知，顯有違事理，無從採信。原告雖另提出當日之「燃氣IPP請求修訂購售電合約燃料成本費率調機制處理情形簡報」（見本院卷一第170頁），欲證明原告已將調整利率、折現率影響之資本費作為配套措施或條件，於被告同意該等配套措施或條件時，原告始同意修改燃料成本云云。惟衡之該簡報性質上僅為原告於會議中單方報告之內容，縱原告曾於會議中提出，亦無從逕認被告已對之表示同意。

4.原告另指稱依審計部95年6月21日台審部四字第0950002061號函（見本院卷一第158頁）可證明兩造間就「燃料成本費率即時調整」與「購電費率隨利率浮動調整機制」間已達成交換云云。惟觀該審計部函文係副本呈送行政院主計處及經濟部能源局，經核與被告全然無涉，且該函文之主要內容係就原告聲復審計部查核94年度期中財務收支審核內容，通知經濟部應辦理事項，全未提及原告與被告間就「燃料成本費率即時調整」與「購電費率隨利率浮動調整機制」間具有交換合意之事實，亦無從據為有利原告之認定。

5.綜上，原告就兩造於96年10月29日「購售電合約燃料成本費率調整機制協商會」同意修改系爭購售電合約中「能量電費關於燃料成本調整機制」之同時，亦達成「配套調整購售電合約中容量電費關於因利率影響之資本費率」之合意乙節，未能舉證證明，其主張自不足採。

(二)原告主張被告違反公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條（即原公平法第10條第2款、第14條、第19條第6款、第24條）等規定，應依公平交易法第30條、第31條、第33條及民法債務不履行、第184條等規定，負損害賠償責任云云，為無理由：

1.按公平交易法（下稱公平法）第1、4、5分別規定：「為維護交易秩序與消費者利益，確保自由與公平競爭，促進經濟之安定與繁榮，特制定本法」；「本法所稱競爭，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」；「本法所稱相關市場，指事業就一定之商品或服務，從事競爭之區域或範圍」，是公平交易法規範目的在確保市場之自由與公平競爭，以維護交易秩序與消費者利益，如無競爭、無市場存在，即無適用之餘地。又所謂「產品市場」，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，其中「需求替代性」指當特定商品或服務的供給者變動該特定商品價格或服務報酬時，其交易相對人能夠轉換交易對象，或以其他商品或服務取代前述商品或服務之能力，「供給替代性」則指當特定商品或服務的供給者變動該特定商品價格或服務報酬時，其他競爭者或潛在競爭者能夠供應商品或服務以取代之能力，界定「特定市場」時，係綜合產品市場及地理市場加以判斷。次按聯合行為，指具競爭關係之同一產銷階段事業，以契約、協議或其他方式之合意，共同決定商品或服務之價格、數量、技術、產品、設備、交易對象、交易地區或其他相互約束事業活動之行為，而足以影響生產、商品交易或服務供需之市場功能者。前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。聯合行為之合意，得依市場狀況、商品或服務特性、成本及利潤考量、事業行為之經濟合理性等相當依據之因素推定之。公平法第14條第1到3項亦有明文。

2.本件原告主張被告違反公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條（原公平法第10條第2款、第14條、第19條第6款、第24條）規定等節，係以公平會原處分認定被告與其他5家民營發電廠合意拒絕調整與原告間購售電費率，影響國內發電市場供需平衡，違反公平法第14條第1項本文聯合行為之規定，而對被告處以5億4800萬元罰鍰。然被告究否應依公平法第30、31、33條規定負責，本不以被告之行為經公平交易委員會處分為前提、先決要件，被告有無違反前揭公平交易法之行為，由本院自行判斷，先予敘明。

3.以地理市場而言，所謂「地理市場」指事業提供之某特定商品或服務，交易相對人得以輕易選擇或轉換其他交易對象之區域範圍或特定市場，依106年1月26日修正前電業法第3、4、6、17條第1項規定，電業權指經中央主管機關核准在一定區域內之電業專營權，電業之營業區域即供給電能之區域限於經中央主管機關核准加蓋部印之營業區域圖、不得自由伸縮，為一特定之地理區域，參諸現行電業法第2條第1、2、4、5、6、7款規定電業包括發電業、輸配電業及售電業及發電業、輸配電業、售電業（公用售電業、再生能源售電業）之定義，本件購售電合約為「購電合約」，非輸配電、售電合約，被告等民營發電廠之義務為「供電至指定變電所」，不含嗣後如何輸配送及售電。依經濟部91年2月19日經授能字第09120080540號函附該部核發被告經能電字第9102號電業執照（見本院卷三第170頁）記載內容可悉，被告「營業區域」為「新桃發電廠廠址區域」，亦即被告依法可以供給電能之範圍僅限於「新桃發電廠廠址區域」，亦即被告無法將電能供給到廠址區域以外的任何地方，更不可能以臺灣本島為供給電能或營業區域之範圍；再參以系爭購售電合約第29條之約定（見北高行院卷一第38頁反面）被告與原告之責任分界點為「龍潭超高壓變電所」，是認各民營發電廠供給電能之區域既僅限中央主管機關核准之特定地理營業區域，並均僅能供電至購售電合約指定之變電所（責任分界點）始能據以計量計費，亦即在特定地理區域原告僅能向有權在該區域發電之民營電廠購電，並僅能以該民營發電廠送指定變電所之電力計量計費，無法轉換或選擇向其他民營發電廠購電。參酌在目前科技水準下，電力不能預作大量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，具有不可儲藏性及產銷一致性，原告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，有在不同地理區域購電之必然需求，各民營發電廠就供電地理位置而言彼此無可取代性，被告等民營發電廠之地理市場並非同一。

4.以產品市場而言：84年1月、8月及88年1月間政府分三階段開放民間設立電廠，第一、二階段由原告以相當（燃煤或複循環燃氣）電源機組之發電成本（避免成本）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售電費率，第三階段則由原告相當電源機組之發電成本訂定公告價格作為購售電費率，得標之民營電廠均與原告訂立購售電合約，原告與民營電廠間購售電合約第1條名詞定義均有「保證發電時段」、「保證發電量」之約定（見北高行院卷一第36頁），被告為第二階段核准設立民營發電廠，原告與被告簽署之系爭購售電合約第2條明文約定「甲、乙雙方同意依本合約規定及甲方（原告）之經濟調度購、售該發電設備之淨輸出電能。乙方（被告）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」（見北高行院卷一第36頁），是民營發電廠所產出電力僅得出售予原告、由原告調度，對於不同時段是否售電及其售電量多寡，並無自主權，要皆聽令於原告之調度，民營電廠發電機組之裝置容量均納入原告供電系統之備載容量內，民營發電廠成為原告發電及供電體系之一環，與原告構成一單一經濟體，且保證時段之售電，原告無論取用與否均應支付約定之容量電費，亦即於購售電合約訂立後，原告所應支付予各民營電廠之容量電費已經確定，各民營發電廠於保證時段之電費容量費率部分，無論高低，對原告購買之電量均無影響，各民營發電廠縱使同意降低容量費率，依購售電合約之約定，其保證時段電力之交易數量亦不會因此而增加，各民營發電廠與原告訂立購售電合約後，彼此間就保證時段之產品（電力）無因價格（容量費率高低）而互相替代之可能性，並無水平競爭。且系爭購售電合約第1條第5項約定「經濟調度：機組經濟出力值之調度，係指在電力系統安全的限制下，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」（見北高行院卷一第36頁），亦即原告調度電力時優先考量電力系統安全、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，之後方依發電成本（電價）低至高調度民營發電廠產出電力，而民營發電廠發電成本（電價）容量電費部分於締約時已經確定，前已載明，是原告依發電成本（電價）調度民營發電廠產出電力時，所考量者為發電成本（電價）能量費率部分，與容量費率無涉，參諸保證時段之售電，原告無論取用與否均應支付約定之容量電費，已如前敘，原告尚無可能調度民營電廠電價較低（僅計能量電費）之非保證時段發電，以取代電價較高（併計容量電費與能量電費）之保證時段發電，民營發電廠保證時段之電費（容量費率）無論是否調降，其基於經濟調度而於非保證時段之發電，均不影響原告於保證時段之電力購買量，非保證時段與保證時段之電力非同一產品市場，且非保證時段之電費（能量費率）縱有競爭亦與容量費率無涉，無從致保證時段電價產生競爭。

5.綜上，民營發電廠為原告發電及供電體系之一環，與原告構成一單一經濟體，被告等民營電廠之地理市場並非同一，彼此間就保證時段之產品（電力）無因價格（容量費率高低）而互相替代之可能性，並無水平競爭，保證時段（併計容量電費與能量電費）與非保證時段（僅計能量電費）之電力非同一產品市場，非保證時段之電力（能量電費）亦無競爭關係，被告等民營電廠相互間及與原告間既無競爭、無市場存在，即無適用公平法第15條、第20條第5款、第26條（原公平法第14條、第19條第6款、第24條）規定之餘地。又被告等民營發電廠亦與公平交易法所定獨占事業之構成要件有間，蓋被告等民營發電廠於投標前並非公平法第7、8條所定在市場處於無競爭狀態或具有壓倒性地位，得標後則依電業法、「開放發電業作業要點」及兩造間購售電合約之規定，僅能將所生產之電力售予原告，亦非在市場處於無競爭狀態或具有壓倒性地位，或在市場占有率過半等，亦無構成公平法第9條第2款（修正前第10條第2款）之可能，自難謂被告應依同法第30、31、33條（修正前第31、32、34條）規定負責。此外，原告亦未具體指明並舉證被告等民營發電廠依系爭購售電合約履行、為防免減少數億元至數十億元約定收益而拒絕率爾修改合約關於資本費率部分之約定，縱有原告所稱共同籌組協進會、多次集會交換意見及分工、達成拖延協商、一致拒絕調降容量費率等拒絕調降容量費率之行為，究如何能謂係因故意或過失不法侵害原告之權利？原告何項權利受有損害？且原告係依約履行計付費用取得被告所生產之電力，究受有何損害？縱認受有損害，與被告行為間之因果關係為何？又被告依約履行權利負擔義務，究有何背於善良風俗加損害於原告之可言，或有何違反保護他人之法律情事？從而原告主張被告違反公平法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條等規定，應依公平交易法第30條、第31條、第33條及民法債務不履行、第184條等規定，負損害賠償責任云云，均難認有據，洵不足採。

(三)原告主張被告違反誠實及信用方法，拒絕協商修訂資本費率，構成締（修）約上之過失，應依民法第245條之1規定負責云云，為無理由：

1.按「契約未成立時，當事人為準備或商議訂立契約而有左列情形之一者，對於非因過失而信契約能成立致受損害之他方當事人，負賠償責任：一、就訂約有重要關係之事項，對他方之詢問，惡意隱匿或為不實之說明者。二、知悉或持有他方之秘密，經他方明示應予保密，而因故意或重大過失洩漏之者。三、其他顯然違反誠實及信用方法者。前項損害賠償請求權，因二年間不行使而消滅。」民法第245條之1定有明文。本件原告主張被告具有締（修）約上之過失，無非以原告信賴被告同意以利差調整資本費為修改燃料成本機制之配套條件，然97年至101年期間被告卻未同意原告之資本費隨利率浮動調整機制為據。惟兩造同意「燃料成本費率即時調整」時，並未一併就「購電費率隨利率浮動調整機制」達成合意乙節，已如前述，故原告主張其「信契約能成立」之前提事實既不存在，其信賴自無所附麗。況原告主張之「購電費率隨利率浮動調整機制」，衡情實屬契約當事人間於契約成立後，是否同意變更契約內容之問題，與契約未成立前之損害賠償無涉，更非屬雙方為準備或商議締約前之情事，與民法第245條之1規範情形顯屬有間。且兩造嗣於102年3月29日，就「購電費率隨利率浮動調整機制」之議題已達成「利差回饋」之合意並回溯自101年12月1日起適用，更與民法第245條之1以契約未成立之要件不符，故原告主張被告應依民法第245條之1之規定負損害賠償責任云云，要屬無稽。

2.再者，原告於96年間會議中係表示欲與被告等民營電廠就影響購電費率之「各項因素」協商，而非單就「利率」一項因素進行協商而已，故原告於97年提出購電費率隨利率浮動調整方案時，被告等民營發電廠認為若僅將「利率固定不變」之原合約機制變更為「利率浮動調整」，而未就其他影響購電費率之因素一併檢討，此舉將根本性地改變購售電合約之計價基礎，被告等民營電廠始不予同意。實則，若按照台灣經濟研究院建議原告之「資本費率隨利率浮動調整方案」加以試算，被告資本費之調降幅度在97年時即已達到-16.34%，至101年達到-30.99%，至113年則達到-62.37%，有被告及4家民營電廠委託財團法人台灣綜合研究院所作成「民營電廠與台電公司購售電合約之研究」可稽（見本院卷六第253至255頁），亦即有超過五分之一的合約年限中，資本費之調降都將超過一半，倘若被告等民營發電廠接受，最終恐僅有虧損倒閉一途，是被告對於原告所提將「利率固定不變」之原合約機制變更為「利率浮動調整」未為同意，確有正當之商業考量因素，原告逕指其拒絕協商同意，有違誠信原則云云，殊無可採。

(四)原告所主張本件有民法第227條之2情事變更原則之適用，為無理由：

1.按契約成立後，情事變更，非當時所得預料，而依其原有效果顯失公平者，當事人得聲請法院增、減其給付或變更其他原有之效果，民法第227條之2第1項固有明定。而因情事變更為增加給付之判決，非全以物價變動為根據，並應依客觀之公平標準，審酌一方因情事變更所受之損失，他方因情事變更所得之利益，及其他實際情形，以定其增加給付之適當數額，最高法院66年台上字第2975號著有判例可資，故法院審究契約原有效果是否因情事變更而顯失公平，應審究當事人因情事變更，就「整體契約」履行效果所受損失、所得利益等一切內容，依客觀公平標準定之，不得僅根據單一事項（例如物價）之變化為判斷。又當事人苟於契約中對於日後所發生之風險預作公平分配之約定，而綜合當事人之真意、契約之內容及目的、社會經濟情況與一般觀念，認該風險事故之發生及風險變動之範圍，為當事人於訂約時所能預料，基於「契約嚴守」及「契約神聖」之原則，當事人僅能依原契約之約定行使權利，不得再依前揭規定請求增減給付，唯有該項風險之發生及變動之範圍非客觀情事之常態發展，而逾當事人訂約時所認知之基礎或環境，致顯難有預見之可能時，本諸誠信原則所具有規整契約效果之機能，方許當事人依前揭規定請求調整契約之效果、不受原定契約條款之拘束。

2.觀諸原告就系爭購售電合約約定之購售電費率計算，對於民營電廠之投資利潤即折現率係依電價競比當日臺灣銀行基本放款利率計算，此風險與報酬之計算基準，亦已載明於第二階段之設立發電廠申請須知內（見本院卷三第205至240頁、第226頁），以供民營電廠欲從事發電業時可據之評估其投資報酬率及風險水準，故原告係根據此折現率作為計價基礎，評估投資之機會成本（資金成本），進行財務規劃以提出報價；被告更是據此評估其自身風險及報酬後，始同意與原告簽署購售電合約。102年間，原告復於其官網上指出：「Q3.為何向民營電廠購電需設定合理利潤及訂定合約年限？A3.民營電廠屬資本密集且長期投資的產業，為確保回收投資成本，民營電廠購電費率考量的成本除建廠成本、燃料成本外，尚包括投資利潤，以第一、二階段為例，給予民營電廠之投資利潤係依電價競比當日臺灣銀行基本放款利率計算，其所獲報酬如同將投資資金存放在銀行所滋生之利息收入，對民營電廠如此鉅額且回收期間長之投資而言，該等利潤尚稱合理。」（見本院卷二第150頁），足見原告確實知悉折現率代表報酬率（投資利潤），且認為購售電合約原所設定之折現率係屬合理。若以臺灣銀行104年11月10日之基準利率僅有2.826%，然同日「105年度再生能源電能躉購費率審定會第3次會議紀錄」，經濟部決議再生能源電能躉購費率之平均資金成本率（亦即折現率）為5.25%至5.65%，更證明折現率與利率無關，而為投資利潤（見本院卷二第151頁）。原告既以折現率作為雙方財務規劃及風險與報酬評估之前提，且其設定係由原告單方決定，市場利率之變動亦不影響原告設定之折現率，本件自無情事變更之事實存在。況兩造於84年簽署系爭購售電合約前，80年至84年間臺灣銀行基本放款利率即已由10%降至7.25%，利率已呈現逐年下降之趨勢（見本院卷二第169頁），顯見市場利率在原告擬訂系爭購售電合約前即已長期處於下跌趨勢，其發生及變動應屬客觀情事之常態發展，並未逾當事人訂約時所認知之基礎或環境致顯難有預見之可能，當無民法第227條之2所稱情事變更之情形。

3.再觀系爭購售電合約補充說明第44點規定：「第五十四條：本合約日後因情事變更而執行困難時，甲方得依本條文視合約執行之實際狀況或乙方之請求，適時檢討修正合約條款。若雙方當事人就合約之修正內容未能達成合意，仍應遵行原合約條文。」（見北高行院卷一第50頁反面）益徵兩造就日後若因情事變更而執行困難時，先行約定其處理方式，須由契約雙方當事人合意檢討修正合約條款，於無法達成合意時，仍應遵守原合約條文。是雙方既特別約定就於未來發生情事變更時，應以達成合意修約之方式處理，當可認為已有排除民法第227條之2規定之適用，則基於私法自治原則及契約自由原則，法院應尊重當事人該等特別約定，更無以民法第227條之2介入之餘地。

(五)從而，原告前述各項主張均屬無據，洵不足採。至被告辯以本案與本院104年度第1026號案件（業於107年11月1日判決）為重複起訴部分，因本案已實體認定原告主張為無理由，就該抗辯即無庸再予審酌。又原告於107年12月13日所提民事聲請暨陳報狀、於107年12月25日所提民事準備(九)狀，均係於本件107年11月22日言詞辯論終結後始行提出，非本案審理範圍，併此敘明。

四、綜上所述，原告依公平交易法第9條第2款、第15條、第20條第5款、第25條、第30條、第31條、第33條及民法第184條、245條之1、第227條之2第1項、債務不履行等規定，先位請求被告給付之聲明所示金額之本息，備位請求調減系爭購售電合約所訂電費數額及返還，均無理由，應予駁回。又原告之訴既經駁回，其所為假執行之聲請亦失所附麗，一併駁回之。

五、本件事證已臻明確，兩造其餘攻擊防禦方法，經核與判決結果不生影響，爰不予一一論列。至本院未就原告聲請調查事證予以調查之部分，按調查證據及認定事實為法院之職權，法院斟酌全部辯論意旨及證據之結果，對於不必要之證據方法，原可衡情捨棄，不受當事人請求之拘束，有最高法院最高法院87年度台上字第2935號民事裁判可資參照。本件依全案目前相關事證，已有相當之心證，本院就原告聲請調查而未予調查之事證，因認與應證事實無關，或不影響裁判基礎，或無證據價值，或訟爭事實已臻明暸且本院已得強固之心證，故均不予調查，併予敘明。

六、據上論結，本件原告之訴為無理由，依民事訴訟法第78條，判決如主文。