Koszty energii w przedsiębiorstwie – gdzie naprawdę szukać oszczędności?

Cena energii wyrażona w zł/MWh jest najbardziej widocznym elementem rozmowy o kosztach, ale sama w sobie nie odpowiada na pytanie, dlaczego przedsiębiorstwo płaci za energię tyle, ile płaci. Na końcowy rachunek wpływają również dystrybucja, moc umowna, profil poboru, grupa taryfowa, opłata mocowa, rozliczenia energii biernej, warunki zakupu gazu oraz – przede wszystkim – rzeczywiste zużycie urządzeń i procesów technologicznych.

Dlatego analizę kosztów energii warto prowadzić w odwrotnej kolejności niż klasyczne „szukanie tańszego prądu”. Najpierw trzeba ustalić, który składnik rachunku generuje koszt i dlaczego, a dopiero później zdecydować, czy właściwym działaniem będzie zmiana parametrów umowy, organizacji pracy czy inwestycja techniczna.

Cena 1 MWh to tylko jeden z elementów rachunku

W uproszczeniu całkowity koszt energii w przedsiębiorstwie można rozłożyć na kilka grup:

• koszt zakupu energii elektrycznej lub paliwa gazowego;
• koszty dystrybucji i inne opłaty wynikające z taryf oraz zasad rozliczeń;
• koszty związane z mocą umowną i ewentualnymi przekroczeniami;
• opłatę mocową;
• opłaty za ponadumowny pobór energii biernej;
• koszty wynikające z profilu poboru i wybranej grupy taryfowej;
• rzeczywiste zużycie energii przez procesy, instalacje pomocnicze i budynki.

To rozróżnienie jest ważne, bo obniżka ceny energii czynnej nie zmniejsza automatycznie pozostałych składników. Jeżeli przedsiębiorstwo zużywa przykładowo 2 000 MWh energii elektrycznej rocznie, obniżenie ceny zakupu o 20 zł/MWh daje 40 000 zł oszczędności rocznie w części zakupowej. To konkretna korzyść, ale nie mówi jeszcze nic o tym, czy firma ma prawidłowo dobraną moc umowną, czy płaci za energię bierną, jaki ma profil poboru ani ile energii zużywa niepotrzebnie.

W praktyce warto więc patrzeć nie na jedną stawkę z oferty sprzedawcy, lecz na pełny koszt dostarczenia i wykorzystania energii w przedsiębiorstwie.

Z czego składają się koszty energii w przedsiębiorstwie?

Zakup energii elektrycznej: ważny, ale nie jedyny element

Cena energii czynnej może mieć duże znaczenie, szczególnie przy wysokim rocznym zużyciu, dlatego warunki zakupu powinny być analizowane. Trzeba jednak porównywać produkty na tej samej bazie: uwzględnić nie tylko cenę zł/MWh, lecz także sposób jej wyznaczania, okres obowiązywania umowy, indeksację, dodatkowe opłaty, wolumen oraz konsekwencje niedopasowania produktu do profilu przedsiębiorstwa.

Sam proces wyboru produktu i sprzedawcy ma odrębną intencję. Szerzej opisujemy go w materiale o procesie zakupu energii elektrycznej i gazu dla firm. W analizie kosztowej zakup jest jednym z elementów większej układanki.

Dystrybucja energii: koszt zależny nie tylko od zużycia

W przypadku przedsiębiorstw koszty dystrybucji mogą obejmować zarówno składniki zależne od ilości pobranej energii, jak i składniki związane z mocą oraz innymi parametrami rozliczeniowymi. Grupy taryfowe różnią się m.in. poziomem napięcia, wartością mocy umownej, systemem rozliczeń i liczbą stref czasowych. Dokładne stawki i zasady trzeba zawsze sprawdzać w aktualnej taryfie właściwego operatora systemu dystrybucyjnego.

To właśnie dlatego dwie firmy o podobnym rocznym zużyciu energii mogą mieć różną strukturę kosztów. Jedna pracuje równomiernie przez całą dobę, druga ma krótkie, wysokie szczyty poboru; jedna wykorzystuje taryfę wielostrefową w sposób korzystny, druga znaczną część energii pobiera w droższych strefach.

Moc umowna: nie wystarczy znaleźć najwyższy pik

Moc umowna jest parametrem określonym w umowie i ma bezpośrednie znaczenie dla rozliczeń dystrybucyjnych. Obowiązujące zasady taryfowe odnoszą ją do mocy czynnej oraz wartości wyznaczanych z pomiarów, standardowo z okresów 15-minutowych. Operator monitoruje również przekroczenia mocy umownej, które mogą powodować dodatkowe opłaty.

Najczęstszy błąd polega na prostym porównaniu dwóch liczb. Jeżeli firma ma zamówione 600 kW, a najwyższa zarejestrowana wartość w ostatnim roku wyniosła 480 kW, nie oznacza to automatycznie, że moc należy obniżyć do 500 kW. Trzeba sprawdzić co najmniej sezonowość, rozruchy, planowane inwestycje, postoje, ryzyko przekroczeń oraz zasady zmiany mocy wynikające z umowy i taryfy OSD.

Trzeba również sprawdzić moment i tryb zmiany. Zgodnie z § 49 ust. 2 rozporządzenia taryfowego, jeżeli odbiorca za zgodą przedsiębiorstwa energetycznego zmniejsza moc umowną, składnik stały stawki sieciowej powiększa się o 10% dla całego okresu objętego zmniejszeniem. Dlatego efektu nie należy liczyć wyłącznie jako „mniej kW × stawka” – znaczenie mają także umowa, taryfa i termin wprowadzenia zmiany.

Dopiero analiza pełnego profilu pozwala ocenić, czy problemem jest zbyt wysoka moc zamówiona, zbyt niska moc i koszt przekroczeń, czy może sposób jednoczesnego uruchamiania odbiorników.

Profil poboru i grupa taryfowa

Roczne zużycie w MWh nie pokazuje, kiedy energia jest pobierana. Tymczasem właśnie rozkład zużycia w ciągu doby, tygodnia i roku może decydować o opłacalności określonej grupy taryfowej, wpływać na szczyty mocy oraz ujawniać niepotrzebne zużycie poza godzinami produkcji.

Dlatego przy analizie taryfy nie należy ograniczać się do policzenia kosztu na podstawie jednej faktury. Potrzebny jest profil 15-minutowy lub godzinowy i symulacja tego samego rzeczywistego poboru w alternatywnych wariantach rozliczeń. Dopiero wtedy można porównać warianty bez przenoszenia oszczędności „na papierze”.

Opłata mocowa: liczy się sposób rozliczenia, profil i godziny poboru

W 2026 r. nie każdy odbiorca biznesowy jest rozliczany z opłaty mocowej w ten sam sposób. Do końca 2027 r. ustawa o rynku mocy przewiduje rozliczenie ryczałtowe dla grupy wskazanej w art. 89a ust. 1 pkt 1. Obejmuje ona nie tylko gospodarstwa domowe, lecz także m.in. inne punkty poboru zasilane z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV i o mocy umownej nie większej niż 16 kW. Pozostali odbiorcy, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2, są rozliczani stawką stosowaną do energii pobranej w wybranych godzinach doby.

Dla tej drugiej grupy stawka opłaty mocowej na 2026 r. wynosi 0,2194 zł/kWh. Informacja Prezesa URE nr 57/2025 wskazuje dla każdego kwartału 2026 r. 15 kolejnych godzin każdego dnia roboczego, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy: pierwsza rozpoczyna się o 7:00, a piętnasta o 21:00, czyli analizowany przedział obejmuje 7:00–22:00.

Na wysokość zmiennej opłaty wpływa jednak nie tylko wolumen w tych godzinach. Ustawa o rynku mocy przewiduje podział odbiorców na grupy K1–K4 i współczynnik A wynoszący odpowiednio 0,17, 0,50, 0,83 albo 1. Wysokość opłaty dla okresu kwalifikacji jest obliczana według zależności WOM = A × ZK × SOM, dlatego profil poboru wpływa również na klasyfikację odbiorcy.

Z tego powodu proste działanie 100 MWh × 0,2194 zł/kWh = 21 940 zł jest jedynie wartością bazową przed zastosowaniem współczynnika A, a nie uniwersalną kwotą opłaty ani gwarantowaną oszczędnością. Gdyby – wyłącznie dla ilustracji – całe 100 MWh podlegało jednemu współczynnikowi, wynik wynosiłby odpowiednio 3 729,80 zł dla K1, 10 970 zł dla K2, 18 210,20 zł dla K3 albo 21 940 zł dla K4. Rzeczywisty efekt zmiany profilu trzeba policzyć z danych pomiarowych i faktycznej kwalifikacji w rozliczeniu.

To tworzy możliwość analizy profilu, ale nie oznacza, że każda firma powinna przenosić produkcję na noc. Zmiana harmonogramu ma sens dopiero wtedy, gdy korzyść w pełnym rachunku jest większa od ewentualnych kosztów pracy, logistyki, rozruchów, jakości procesu i innych skutków operacyjnych.

Energia bierna: pozycja na fakturze może wskazywać problem techniczny

Opłaty za ponadumowny pobór energii biernej nie są kolejną ceną zakupu energii czynnej. Wynikają z parametrów pracy instalacji i sposobu rozliczenia określonego w taryfie. Ich wystąpienie może być związane m.in. z charakterem odbiorników, niedopasowaną kompensacją albo zmianą sposobu pracy zakładu.

Dlatego nie należy dobierać urządzenia kompensacyjnego wyłącznie na podstawie kwoty z jednej faktury. Najpierw trzeba ustalić, czy problem dotyczy energii biernej indukcyjnej, pojemnościowej czy obu zjawisk, jak zmienia się w czasie i w których częściach instalacji powstaje. Dopiero potem można oceniać kompensację mocy biernej jako inwestycję.

Gaz: oddziel cenę paliwa od kosztu jego dostarczenia i wykorzystania

W przypadku gazu zasada jest podobna jak przy energii elektrycznej. Dla przedsiębiorstwa trzeba oddzielić warunki zakupu samego paliwa od kosztów infrastruktury i dystrybucji, a następnie zestawić je z rzeczywistym profilem zużycia. W 2026 r. taryfa Polskiej Spółki Gazownictwa przewiduje składnik stały i zmienny opłaty dystrybucyjnej, zróżnicowany także według obszaru taryfowego. URE zatwierdza taryfy dystrybucji gazu dla wszystkich grup odbiorców, natomiast taryfy sprzedaży gazu dotyczą zasadniczo gospodarstw domowych i wskazanych odbiorców realizujących zadania użyteczności publicznej.

W zakładzie przemysłowym warto więc osobno zadać dwa pytania: czy dobrze kupujemy gaz oraz czy dobrze go wykorzystujemy. Tańszy kontrakt nie skompensuje niskiej sprawności kotła, wysokiej temperatury spalin, niepotrzebnie wysokich parametrów procesu albo strat ciepła w instalacji.

Rzeczywiste zużycie technologiczne: obszar, którego nie widać w cenie MWh

Największa różnica między analizą faktury a analizą energetyczną zakładu pojawia się wtedy, gdy koszt zaczynamy odnosić do tego, co dzieje się na produkcji. Sam rachunek pokaże, ile energii pobrano. Nie pokaże jednak, czy sprężarka pracowała bez potrzeby, instalacja chłodnicza utrzymywała zbyt niską temperaturę, wentylator pracował ze stałą wydajnością mimo zmiennego zapotrzebowania albo linia pozostawała pod napięciem podczas postoju.

Dlatego po analizie faktur i profili warto budować wskaźniki odnoszące energię do działalności firmy, np. kWh na tonę produktu, kWh na sztukę, zużycie w czasie postoju, zużycie bazowe nocą albo zużycie ciepła skorygowane o warunki pogodowe. To pozwala odróżnić wzrost kosztu spowodowany ceną od wzrostu wynikającego ze sposobu pracy zakładu.

Jak analizować koszty energii krok po kroku?

Najbezpieczniejsza kolejność analizy wygląda następująco.

1. Zbierz faktury i umowy, ale nie zatrzymuj się na nich

Dobrą bazą jest 12–24 miesięcy faktur za energię elektryczną i gaz, osobno dla poszczególnych punktów poboru. Warto zebrać także umowy sprzedażowe i dystrybucyjne, informacje o grupie taryfowej, mocy umownej, okresie obowiązywania kontraktów oraz pozycje dotyczące przekroczeń i energii biernej.

Na tym etapie można już znaleźć oczywiste nieprawidłowości i zobaczyć strukturę kosztu, ale faktura jest przede wszystkim zapisem rozliczenia – nie pełnym obrazem pracy zakładu.

2. Pobierz profile pomiarowe

Dla energii elektrycznej kluczowy jest profil 15-minutowy lub godzinowy. Pozwala zobaczyć maksima mocy, zużycie w strefach taryfowych, pobór w godzinach opłaty mocowej, pracę nocną i weekendową oraz zmianę charakteru poboru w różnych miesiącach.

Jeżeli firma ma kilka punktów poboru, warto analizować je osobno. Łączenie wszystkiego w jeden roczny wolumen może ukryć fakt, że oszczędność jest możliwa tylko w jednym obiekcie albo na jednym przyłączu.

3. Rozdziel koszt na źródła

Każda istotna pozycja powinna otrzymać kategorię: zakup, dystrybucja, moc, opłata mocowa, energia bierna, gaz, zużycie technologiczne albo inny składnik. Następnie trzeba ustalić, jaki parametr nią steruje.

To moment, w którym zamiast pytania „jak obniżyć rachunek?” pojawiają się pytania możliwe do policzenia: czy moc umowna jest dobrana do profilu, czy zmiana taryfy obniży koszt dla tego samego poboru, ile energii przypada na godziny opłaty mocowej, czy energia bierna występuje stale, czy tylko w określonych trybach pracy.

4. Powiąż profil z pracą zakładu

Dane energetyczne nabierają wartości dopiero po zestawieniu z produkcją i harmonogramem. Trzeba wiedzieć, co działo się w czasie wystąpienia szczytu: startowała linia, uruchamiano sprężarki, włączono piece, rozpoczęło się odszranianie czy może był to nietypowy incydent.

W ten sam sposób analizuje się zużycie poza produkcją. Stały pobór w weekend może wynikać z urządzeń, które muszą pracować, ale może też wskazywać niekontrolowaną wentylację, sprężone powietrze, ogrzewanie, chłodzenie lub urządzenia pozostawione w trybie gotowości.

5. Zbuduj warianty i policz efekt na tej samej bazie danych

Dopiero po rozpoznaniu przyczyny warto porównywać warianty. Dla taryfy przeliczamy ten sam profil w innych grupach rozliczeniowych. Dla mocy umownej porównujemy koszt stały z ryzykiem i kosztem przekroczeń. Dla zmiany harmonogramu sprawdzamy, czy oszczędność na opłacie nie generuje większych kosztów operacyjnych. Dla modernizacji technicznej porównujemy nakład z realnie redukowanym zużyciem.

To chroni przed częstym błędem: wykazaniem oszczędności w jednym składniku przy jednoczesnym wzroście kosztu w innym.

Które oszczędności mogą nie wymagać inwestycji?

Część problemów kosztowych ma charakter rozliczeniowy lub organizacyjny. W takim przypadku pierwszym działaniem nie musi być zakup urządzeń. Do tej grupy mogą należeć:

• korekta mocy umownej po analizie profilu i ryzyka przekroczeń;
• zmiana grupy taryfowej, jeśli symulacja na rzeczywistym profilu pokazuje korzyść;
• zmiana parametrów lub warunków umowy zakupu energii i gazu;
• przesunięcie elastycznych odbiorów poza niekorzystne strefy lub godziny, jeśli proces na to pozwala;
• sekwencjonowanie rozruchów urządzeń, aby ograniczyć szczyty mocy;
• wyłączanie zbędnych odbiorników podczas postojów;
• korekta nastaw i harmonogramów istniejącej automatyki.

Brak nakładów inwestycyjnych nie oznacza jednak, że zmianę można wykonać „na wyczucie”. Szczególnie moc umowna i taryfa powinny być sprawdzone na historycznym profilu oraz w aktualnych warunkach OSD.

Kiedy potrzebna jest inwestycja techniczna?

Jeżeli źródłem kosztu jest sposób działania instalacji, sama zmiana umowy nie usunie problemu. Wtedy uzasadnione mogą być m.in.:

• układ kompensacji mocy biernej dobrany na podstawie pomiarów;
• system monitoringu i podliczników, jeżeli obecne dane nie pozwalają zlokalizować zużycia;
• sterowanie mocą i automatyką odbiorów;
• przemienniki częstotliwości dla napędów pracujących przy zmiennym obciążeniu;
• ograniczenie wycieków i optymalizacja ciśnienia w instalacji sprężonego powietrza;
• modernizacja chłodnictwa, wentylacji, ogrzewania lub oświetlenia;
• odzysk ciepła albo poprawa sprawności źródła ciepła;
• modernizacja procesu technologicznego.

Kolejność ma znaczenie. Jeżeli nie wiadomo, ile energii zużywa dana instalacja i w jakim trybie pracuje, trudno rzetelnie policzyć efekt inwestycji. W takich przypadkach monitorowanie i zarządzanie energią jest narzędziem diagnostycznym, a nie celem samym w sobie.

Dlaczego „tańsza energia” może niewiele zmienić?

W negocjacjach zakupowych łatwo skupić się na jednej liczbie: cenie zł/MWh. To logiczne, bo jest prosta do porównania. Problem pojawia się wtedy, gdy ta liczba zaczyna być traktowana jako synonim całego rachunku.

Jeżeli firma obniży cenę energii czynnej o 4%, ale część zakupowa odpowiada tylko za fragment całkowitego kosztu, całkowity rachunek nie spadnie o 4%. Jeżeli równocześnie wzrośnie zużycie technologiczne, pojawią się przekroczenia mocy albo profil przesunie się w mniej korzystne godziny, efekt może być jeszcze mniejszy.

Dlatego warto oceniać osobno:

1. cenę jednostkową zakupu – ile kosztuje MWh produktu;
2. koszt dostarczenia – ile kosztuje dystrybucja i parametry sieciowe;
3. profil – kiedy i z jaką mocą energia jest pobierana;
4. wolumen – ile energii faktycznie zużywa przedsiębiorstwo;
5. produktywność energii – ile produktu lub usługi powstaje z jednostki energii.

Dopiero poprawa jednego lub kilku z tych obszarów daje pełny obraz optymalizacji kosztów energii.

Najczęstsze błędy przy szukaniu oszczędności

Porównywanie ofert wyłącznie po cenie zł/MWh

Niższa cena produktu nie musi oznaczać proporcjonalnie niższego całkowitego rachunku. Trzeba porównać pełne warunki zakupu i sprawdzić udział części zakupowej w całkowitym koszcie.

Analiza tylko jednej faktury

Jeden miesiąc nie pokazuje sezonowości, postojów, zmian produkcji ani ryzyka przekroczeń mocy. Może być dobry do wstępnego screeningu, ale nie do decyzji o parametrach na cały rok.

Obniżanie mocy umownej na podstawie jednego maksimum

Pojedynczy szczyt ani pojedynczy miesiąc nie wystarczają. Trzeba ocenić rozkład mocy, częstotliwość zdarzeń i przyszłe potrzeby zakładu.

Zmiana taryfy bez przeliczenia rzeczywistego profilu

Taryfa wielostrefowa nie jest z definicji lepsza od jednostrefowej. Jej opłacalność zależy od tego, w jakich godzinach firma faktycznie pobiera energię i jakie stawki obowiązują u właściwego OSD.

Traktowanie energii biernej wyłącznie jako „opłaty z faktury”

To koszt, którego źródła trzeba szukać w instalacji. Bez pomiaru łatwo dobrać niewłaściwe rozwiązanie albo nie zauważyć, że problem występuje tylko w określonych godzinach.

Inwestowanie przed zdiagnozowaniem źródła kosztu

Modernizacja urządzeń może być zasadna, ale jeżeli problem wynika z taryfy, mocy albo harmonogramu pracy, najpierw warto wykorzystać działania beznakładowe lub niskonakładowe.

Co wynika z taryf i przepisów, a co z praktyki analizy?

Warto oddzielić dwie warstwy. Przepisy i taryfy określają sposób rozliczania: definicję mocy umownej, zasady naliczania opłat za jej przekroczenie i ponadumowny pobór energii biernej, kryteria grup taryfowych czy aktualną stawkę opłaty mocowej. Konkretne stawki dystrybucyjne sprawdza się w aktualnej taryfie właściwego OSD.

Praktyka analityczna odpowiada natomiast na inne pytanie: co z tych zasad oznacza dla konkretnego profilu przedsiębiorstwa. Ta część wymaga danych pomiarowych, znajomości procesu, symulacji wariantów i oceny ryzyka. Prawo nie powie, czy w danym zakładzie lepiej obniżyć moc umowną, zmienić godziny pracy sprężarek czy zmodernizować chłodnictwo – tę decyzję trzeba wyprowadzić z danych.

Jak ustalić kolejność działań w swojej firmie?

Najprostsza zasada brzmi: najpierw diagnozuj źródło kosztu, potem wybieraj narzędzie.

Jeżeli problemem jest parametr rozliczeniowy, zacznij od umowy i taryfy. Jeżeli problem wynika z profilu, sprawdź organizację pracy i możliwość sterowania odbiorami. Jeżeli koszt powstaje przez niską sprawność lub straty, potrzebna będzie analiza techniczna i inwestycja. Jeżeli kilka problemów występuje jednocześnie, działania warto ułożyć w kolejności według realnego efektu, nakładów, ryzyka i wpływu na produkcję.

Taka diagnoza powinna być punktem wyjścia do szerszej strategii energetycznej przedsiębiorstwa, w której decyzje zakupowe, techniczne i inwestycyjne są oceniane wspólnie, a nie jako niezależne projekty.

Jeżeli analiza pokaże, że głównym źródłem kosztu są parametry dystrybucyjne, profil poboru albo moc umowna, osobnym krokiem może być szczegółowa optymalizacja kosztów energii elektrycznej. Ten artykuł ma jednak służyć wcześniejszemu etapowi: rozpoznaniu, gdzie rzeczywiście powstaje koszt i które dane trzeba sprawdzić przed podjęciem decyzji.

Najczęstsze pytania

Czy z samych faktur można znaleźć oszczędności?

Faktury często wystarczą do wstępnego screeningu: można zidentyfikować strukturę kosztu, energię bierną, przekroczenia, grupę taryfową czy zmiany wolumenu. Do decyzji o mocy, taryfie, harmonogramie pracy albo inwestycji zwykle potrzebny jest także profil pomiarowy i – przy problemach technicznych – dodatkowe pomiary.

Czy obniżenie mocy umownej zawsze zmniejsza rachunek?

Nie. Niższa moc może zmniejszyć część kosztów stałych, ale zbyt agresywna redukcja zwiększa ryzyko opłat za przekroczenia i może ograniczyć rozwój zakładu. Trzeba też uwzględnić zasady i termin zmiany: przy zmniejszeniu mocy za zgodą przedsiębiorstwa energetycznego rozporządzenie taryfowe przewiduje 10% zwiększenie składnika stałego stawki sieciowej dla okresu objętego zmniejszeniem. Decyzję należy więc poprzedzić analizą profilu, umowy, taryfy OSD i planów produkcyjnych.

Czy zmiana grupy taryfowej wymaga inwestycji?

Często nie, jeśli chodzi o zmianę sposobu rozliczenia możliwą w ramach warunków przyłączenia i taryfy. Zawsze trzeba jednak sprawdzić wymogi OSD i przeliczyć koszt dla rzeczywistego profilu. Zmiany poziomu napięcia lub układu zasilania mogą już wymagać inwestycji.

Czy opłatę mocową można obniżyć tylko przez pracę nocną?

Nie. Najpierw trzeba wskazać odbiory, które są rzeczywiście elastyczne. Czasem wystarczy przesunąć część procesów pomocniczych, ładowania, pracy magazynu energii lub innych odbiorów, ale tylko wtedy, gdy nie wpływa to negatywnie na produkcję i całkowity koszt energii.

Źródła i stan danych

Stan przepisów i danych dynamicznych sprawdzono 10 sierpnia 2026 r. W szczególności wykorzystano:

• ELI – ustawa z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, tekst jednolity – w tym art. 70a oraz art. 89a.
• URE – Stawki opłaty mocowej – stawka na 2026 r.
• URE – Informacja Prezesa URE nr 57/2025 – wybrane godziny doby w 2026 r.
• ELI – rozporządzenie taryfowe, Dz.U. 2024 poz. 904.
• ELI – zmiana rozporządzenia taryfowego z 12 grudnia 2025 r..
• URE – taryfy sprzedaży i dystrybucji energii elektrycznej na 2026 r..
• URE – taryfa Polskiej Spółki Gazownictwa na 2026 r..