Marktübersicht: 31 Energiemanagement-Systeme für Gewerbe und Industrie

Das Gewerbesegment ist deutlich heterogener als das der Einfamilienhausbesitzer. Es erstreckt sich von kleineren Betrieben mit vielleicht 30 bis 100 Megawattstunden Jahresstromverbrauch oder Autohäuser mit bis zu 250 Megawattstunden Strombedarf bis hin zu größeren Bäckereien, Logistikzentren und produzierendem Gewerbe, mit Batterien vom dreistelligen Kilowattstundenbereich bis in das Multimegawattsegment. Entsprechend unterschiedlich sind die Voraussetzungen für das Energiemanagementsystem.

Um einen Überblick über die verschiedenen Systeme zu geben, haben wir die Anbieter angeschrieben und nach den Punkten gefragt, bei denen wir die meisten Unterschiede erwarten. 28 Anbieter haben geantwortet und 31 Lösungen eingetragen. Einen Überblick gibt die unten verlinkte pdf-Datei mit der Tabelle. Sie hilft auch zur Orientierung in der detaillierteren Online-Datenbank unter www.pv-magazine.de/energiemanagement-fuer-gewerbe-und-industrie/

Das Segment, für das ein System gedacht ist, erkennt man zum Beispiel an der Schnittstelle zum Netzbetreiber. Von der Netzanschlussleistung, der Größe der Photovoltaikanlage und der Spannungsebene hängt es ab, ob zumindest derzeit noch für die Steuerung ein EZA-(Erzeugungsanlagen-)Regler eingesetzt werden muss statt der bei kleineren Anlagen vorgeschriebenen Steuerbox mit EEBus-Ausgang. 25 der 31 Geräte haben eine Schnittstelle zum EZA-Regler, 15 geben an, die Schnittstelle zur Steuerbox implementiert zu haben. Einige Geräte ermöglichen also beides.

Den unteren Leistungsbereich, insbesondere dort, wo kein EZA-Regler zum Einsatz kommen muss, erschließen auch viele Heimenergiemanagementsysteme. Elf Anbieter aus der Heimenergiemanagement-Übersicht sind auch in der Übersicht für Gewerbe und Industrie vertreten, einige mit den gleichen und einige mit unterschiedlichen Systemen, bei wieder anderen ändert sich nur das Lizenzmodell abhängig von der Größe.

Bei Wendeware unterscheidet sich beispielsweise die Hardware beim Energiemanagement für Residential und für Gewerbe, die Software sei aber identisch, so das Unternehmen. Es seien „die für das Gewerbe relevanten Funktionen wie die Direktvermarktung und die EZA-Regler-Anbindung seien über das Lizenzmodell dann beim Business 4 freigeschaltet“. Die Hems-Version empfiehlt Wendeware bei bis zu 15 angeschlossenen Geräten und bis zu 30 Kilowatt gesteuerter Leistung, bei größeren Projekten entsprechend die Gewerbeversion.

Cloud oder nicht Cloud – oder Cloud und Controller

Ein oft erwähnter Unterschied ist, inwiefern Hardware, eine Cloud-Lösung oder eine Kombination aus beidem zum Einsatz kommt. Um Systeme zu differenzieren, haben wir dezidiert danach gefragt, wo sich die Steuerungslogik befindet und ob das System auch bei Internetausfall funktioniert. „Es ist wichtig zu unterscheiden, ob die Hardware vor Ort die Daten direkt in die Cloud schickt, damit sie dort verarbeitet werden, oder ob die Verarbeitung direkt vor Ort erfolgt“, sagt Jakob Ackermann, Geschäftsführer des Energiemanagement-Anbieters Cleverwatt. Eine Vor-Ort-Steuerung sei ausfallsicherer, schneller und würde seiner Erfahrung nach zu besseren Ergebnissen führen. Cloud-Anbieter stellen wiederum meist in den Vordergrund, dass sie mehr – weil einfachere – Schnittstellen haben.

Bei 13 Systemen findet die Steuerung in der Cloud statt, bei 15 lokal. Allerding wird auch für die meisten Cloud-Systeme angegeben, dass zusätzlich auch auf einem lokalen Controller gesteuert wird. Es gibt also eine von Reihe Mischformen und fast alle Anbieter haben angekreuzt, dass ihre Steuerung auch bei einem Internetausfall teilweise funktioniert. Bei den Funktionalitäten fragten wir zunächst die Standards ab, also Eigenverbrauchsoptimierung, Peakshaving und atypische Netznutzung, die inzwischen die meisten Systeme umsetzen.

Day-Ahead-Handelsoptimierung

Der nächste große Schritt ist jedoch die vollständigere Inte­gration der Gewerbeanlagen in den Energiemarkt. Schon seit Längerem findet das, vermittelt über dynamische Stromtarife am Day-Ahead-Markt, bei der Optimierung des Netzstrombezugs statt. Zu günstigen Zeiten wird Strom in die Batterie geladen, der zu teuren Zeiten verbraucht wird. Das können 90 Prozent der Systeme. Immerhin beherrschen auch schon 70 Prozent die entsprechende Optimierung bei der Einspeisung, obwohl diese noch selten umgesetzt werden dürfte.

Das liegt an Mispel, was für „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“ steht und die für Ende Juni erwartete Festlegung der Bundesnetzagentur zu der Frage bezeichnet, wie Grün- und Graustrom im Speicher getrennt werden können. Wenn klar ist, wie das regulatorisch geht, kann ein Speicher sowohl für die Bezugs- als auch für die Einspeiseoptimierung genutzt werden, ohne dass die Anlage die Marktprämie verliert. Ohne diese Option scheint es derzeit am wirtschaftlichsten zu sein, auf die Einspeisung aus dem Speicher zu verzichten.

Ein weiterer Aspekt von Mispel ist die Netzentgeltbefreiung für die Strommengen, mit denen man den Speicher zum Arbitrage-Handel nutzt, also zu günstigen Zeiten geladenen Netzstrom zu teuren Zeiten wieder verkauft.

Noch haben sich keine allseits verstandenen Begriffsstandards herauskristallisiert. Für manche Experten ist Direktvermarktung der Verkauf des Solarstroms, wie er anfällt, andere verstehen darunter auch den mit Hilfe der Batterie zeitversetzt zur Erzeugung stattfindenden Verkauf. Manche verstehen unter Vermarktung nur Front-of-the-meter-Speicher, also typischerweise allein stehende Großspeicher über fünf Megawatt. „Mit Mispel wird diese Trennung aufgehoben“, sagt Ackermann. Wie dynamisch das Feld ist, zeigt sich daran, dass fast alle, die diese Vermarktungsoptimierung noch nicht beherrschen, in der Marktübersicht angeben, sie vorzubereiten.

Zeitversetzt speist auch Fenecon mit der 500-Kilowatt-Photovoltaikanlage auf dem eigenen Firmensitz ein. Der Batteriespeicher hat 736 Kilowatt Leistung und 1.288 Kilowattstunden Kapazität. „Statt überschüssige Photovoltaikenergie ungesteuert ins Netz einzuspeisen, erstellt das Energiemanagementsystem auf Basis von Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen einen optimierten Energiefahrplan“, sagt Christian Chuduba vom Vermarktungspartner Lumenaza. Für eine ökonomische Bilanz reicht die Betriebsdauer noch nicht aus. Einen Eindruck mag der 19. Mai geben. Mittags, als der Solarstrom anfiel, hätte er für 7,5 Cents pro Kilowattstunde vermarktet werden können. Er wurde stattdessen abends für 15,6 Cent pro Kilowattstunde eingespeist.

Die Lösung hat noch Pilotcharakter. „Wir müssen dem Vermarkter mitteilen, wann wir wie viel einspeisen werden, damit wir nicht seinen Bilanzkreis verletzen“, sagt der stellvertretende Geschäftsführer Stefan Feilmeier. Das gehe automatisiert. „Das Energiemanagement verfügt über alle relvanten Daten“, so Feilmeier weiter. Dazu gehören nicht nur die Strommarktdaten und Erzeugungsprognosen, sondern auch eine Vorstellung der Last, zu der auch Heizstab, Wärmepumpe und das Ladeverhalten gehören können. Diese Daten kombiniert das System „zu einem Energiefahrplan, der dann lokal abgefahren und an Lumenaza geschickt wird“, sagt Feilmeier. Fenecon habe dazu mit Lumenaza eine „Control API“ konzipiert, über die der Datenaustausch stattfindet. Der Rollout der Lösung startet derzeit gestaffelt nach der Anlagengröße. Es gibt sogar schon eine Online-Anleitung für die Betreiber für die Implementierung. Im vierten Quartal plant Feilmeier bereits den nächsten Schritt, bei dem er die Schnittstelle auch nutzen will, um Asset-backed-Trading am Intraday-Markt umzusetzen.

Nächster Schritt: Intraday-Optimierung

Ob mit oder ohne zeitversetzte Einspeisung, die Strommarktintegration wird über den Day-Ahead-Markt hinausgehen. Ein Drittel der eingetragenen Systeme beherrscht laut Herstellerangaben bereits die Intraday-Optimierung. Ein weiteres Drittel bereitet sie bereits vor, wobei das nicht nur eine Frage der Algorithmen ist, sondern auch der Integration mit einem Stromhändler. 29 Prozent der Energiemanagementanbieter geben an, dass sie auch die Direktvermarktung mit oder ohne Partner im Angebot haben.

Dass der Intraday-Handel mit dem sogenannten Asset-backed-Trading mehr als nur ein kleines Zubrot sein kann, zeigen Potenzialanalysen realer konkreter Kundenlastgänge von Trawa. Die drei Kunden, die in der Tabelle dargestellt sind, haben außer unterschiedlichen Lastgängen auch sehr unterschiedlich große Photovoltaikanlagen und Speicherauslegungen. Im Durchschnitt trägt der Intraday-Handel zu 17 Prozent zu den Erlösen bei (siehe Grafik).

„Dabei nutzen wir auch virtuelle Trades“, so Eduard Gritschneder, General Manager Battery & Flexibility Solutions bei Trawa. Wenn zum Beispiel am Vortag der Strom für 13 Uhr am Folgetag als sehr günstig prognostiziert wird, deckt man sich mit einer Energielieferung ein. Wenn um acht Uhr am Folgetag der Strom für 13 Uhr teurer geworden ist, weil sich etwa Wetterprognosen geändert haben, kann man den am Vortag getätigten Kauf mit einem Verkauf kompensieren – und hat die Preisdifferenz als Erlös verbucht. Gleichzeitig würde man dann den neuesten günstigsten Zeitpunkt für die physikalische Lieferung suchen. Das könnte beispielsweise dann nicht mehr um 13 Uhr, sondern um zehn Uhr sein, weil da unerwartet viel Windstrom produziert wird. Wenn im umgekehrten Fall der Strompreis einmal nicht steigt, wird der günstige Strom lokal verbraucht oder in die Batterie geladen. Beides ist möglich, weil die Vermarktung eben „Asset-backed“ ist.

Fünf Prozent mehr beim Stahlproduzenten

Dass der Intraday-Erlös bei dem Stahlproduzenten in der Tabelle höher ist als bei dem Nahrungsmittelhersteller und dem Werkzeughersteller liegt unter anderem an der unterschiedlichen Speicherauslegung. Ist der Speicher relativ klein, schränkt das die Nutzung am Intraday-Markt ein – und nicht nur dort, sondern auch bei der zeit­versetzten Einspeisung am Day-Ahead-Markt.

Was die zeitversetzte Einspeisung ausmacht, zeigt der Vergleich der Zahlen in der Tabelle mit und ohne Mispel. Wenn im Mispel-Fall mittags viel Solarstrom vorhanden und der Preis niedrig ist, wird er teilweise zwischengespeichert und zu höheren Preisen beispielsweise abends eingespeist. Die Erlöse sind in der Kategorie Stromkostenoptimierung enthalten. Bei dem Verbrauchs- und Erzeugungsprofil des Stahlproduzenten lassen sich damit die Erlöse um fünf Prozent steigern. Dieser Betrieb hat, gemessen an seinem Stromverbrauch, nur eine kleine Photovoltaikanlage. Bei einer anderen Anlagenauslegung könnte der Beitrag der Einspeiseoptimierung vermutlich deutlich höher sein.

Bei Neuanlagen mit geringer Einspeisevergütung sei es schon jetzt – auch ohne Mispel – fast immer am wirtschaftlichsten, diese Erlösquelle zu nutzen und auf die Marktprämie zu verzichten, so Gritschneder. Er sieht in den neuen Vermarktungserlösen auch eine Risikoabsicherung. „Heute gibt es Erlösströme, die es eventuell in einigen Jahren in der jetzigen Form nicht mehr geben wird“, sagt er. „Dafür kommen immer wieder neue Erlösströme – wie eben mit Mispel – hinzu.“

Analysten erwarten zum Beispiel, dass die Erlöse am Regelleistungsmarkt zurückgehen. Und in den von der Bundesnetzagentur vorgestellten Plänen zur Netzentgeltreform ist vorgesehen, dass die atypische Netznutzung ausläuft, die derzeit für Batteriespeicher in manchen Betrieben sehr profitabel ist. Die Netzentgeltstruktur für Betriebe mit mehr als 100.000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch soll nämlich grundlegend überarbeitet werden.

Auch für Nicht-Stromhändler umsetzbar

Trawa kommt aus der Strombeschaffung und dem Stromhandel. Es gibt inzwischen aber auch einige Energiemanagemensystemanbieter, die an ähnlichen Lösungen arbeiten. Wie ein solches Modell in der Praxis aussehen kann, zeigt ein Projekt von Energielenker und Otter Energy Trading bei einem Futtermittelproduzenten in Norddeutschland. Der Standort hat bereits eine Photovoltaikanlage mit 513 Kilowatt und einen Jahresstromverbrauch von rund 13 Gigawattstunden. Nun sollen zwei Batteriespeicher mit zusammen 3,2 Megawattstunden nachgerüstet werden. „Der Kunde will sie nachrüsten, wünscht aber ein umfassendes Konzept zur Stromkostenoptimierung inklusive Integration in den Energiemarkt“, sagt Philipp Roß, Produktmanager bei Energielenker.

Das Unternehmen liefert ein Energiemanagementsystem an den Betrieb, das in Zukunft auch die Handelsentscheidungen treffen wird. An den Algorithmen arbeitet inzwischen ein Team aus fünf Mitarbeitern. Dabei muss Energielenker nicht Stromhändler werden. Als Dienstleister ist Otter Energy mit im Boot, das nicht nur mit dem eigenen (in unserer Übersicht gelisteten) Energiemanagement Stromhandel anbietet. Das Start-up verschafft in der Kooperation mit Energielenker den Handelszugang und übernimmt die energiewirtschaftliche Abwicklung inklusive Abrechnung. So benötigt Energielenker weder eine eigene Versorgerlizenz, noch eine eigene Handelsinfrastruktur.

Auch in diesem Projekt wird der Eigenverbrauch mit rund 25.000 Euro nur wenig zu den Erlösen durch den Speicher beitragen. Mit Peak-Shaving, atypischer Netznutzung und optimierter Strombeschaffung errechnet Energielenker dagegen auf Basis der Strommarktdaten von 2025 rund 470.000 Euro, noch ohne den angedachten zusätzlichen Intraday-Handel über Otter Energy.

Energielenker ist über eine REST-API an das Handelssystem von Otter angebunden. Über diese liefert Otter Stommarktdaten, etwa Day-Ahead-Preisprognosen oder Live-Intraday-Preise. Das Energiemanagement übergibt hierzu einen Fahrplan. Dieser beschreibt, für welche Uhrzeiten welche Strommengen gekauft oder verkauft werden sollen. Für die API-Schnittstelle zahlt Energielenker eine Abo-Gebühr an Otter Energy, dazu kommt für den Kunden eine übliche Transaktionsgebühr auf die Handelsmengen.

Die zeitversetzte Einspeisung, so Niels Schubert, Geschäftsführer von Otter Energy, gehört auch zum Zielbild und könne ebenfalls über die Schnittstelle abgebildet werden. Noch sei das allerdings nicht vorgesehen. Zunächst müsse die Mispel-Festlegung erfolgen und danach müssten die Netzbetreiber die Prozesse entsprechend umsetzen, worin er die „Hauptschwierigkeit“ sieht. „Dem Kunden ging es aber zunächst darum, jetzt erst einmal schnell die Beschaffungsoptimierung umzusetzen und dennoch ein System zu installieren, das für die Zukunft des Standorts gewappnet ist“, ergänzt Philipp Roß.

Allerdings ist die Einspeisung nicht in allen Projekten relevant. „Bei den meisten unserer Gewerbekunden oder bei unseren eigenen Ladeinfrastruktur-Projekten entstehen keine relevanten Photovoltaiküberschüsse mit Potenzial zur Direktvermarktung“, schreibt beispielsweise Cubos. Das Unternehmen sieht aber ein großes Potenzial für Asset-backed-Trading mit bidirektional angebundenen Elektrofahrzeugen, weil Erlöse oft ohne eine Belastung der Batterie erzielt werden.

EZA-Regler: Augen auf bei der Speicherintegration

Eine wichtige Schnittstelle bei großen Gewerbeanlagen ist der EZA-Regler. Jakob Ackermann, Geschäftsführer von Cleverwatt, weist darauf hin, dass Installateure und teilweise auch Betreiber immer wieder nach Unterstützung fragen, weil es Probleme bei der Integration der Batteriespeicher mit bestimmten EZA-Reglern gebe. So fehlte bei manchen Reglern die Möglichkeit, Energiemanagementbefehle über den Regler an den Speicher weiterzugeben.

Er zieht es vor, Batteriespeicher am EZA-Regler vorbei direkt vom Energiemanagement steuern zu lassen, was einfacher, aber nur manchmal möglich sei. „Wir haben gerade zwei Kundenprojekte“, sagt Ackermann: „In dem einen akzeptiert der Netzbetreiber, dass wir versichern, dass der Batteriespeicher nicht einspeist, und wir können ihn direkt ins Energiemanagement einbinden. Im anderen Fall besteht der Netzbetreiber auf einer Einbindung über den EZA-Regler. Ackermann sieht daher einen Vorteil, wenn EZA-Regler und Energiemanagement vom gleichen Lieferanten stammen.

Das ist bei Energielenker der Fall. Das Unternehmen setzt bei dem Beispiel mit dem Futtermittelbetrieb eine EZA-Regelung und einen Energiemangement-Controller ein. Beide sind im selben Gehäuse integriert. „Wir trennen die beiden SPS-Steuerungen aber physisch, damit der EZA-Regler zertifiziert bleibt, auch wenn beim Energiemanagent Updates eingespielt werden“, sagt Roß. Der EZA-Regler sei wichtig, auch wenn einzelne Erzeugungseinheiten oder der Batteriespeicher einen eigenen Regler haben, damit am Netzanschlusspunkt die Leistung der Anlagen des gesamten Standorts übergeordnet geregelt werden kann.

Trawa-Experte Gritschneder wiederum weist angesichts der zunehmenden Strommarktintegration auf einen dafür wichtigen Punkt hin. Wenn man an die zukünftige Einspeisung aus dem Speicher denkt, müsse man eines beachten: „Es ist noch nicht der Standardfall, dass die Batterie einspeist. Nicht jeder EZA-Regler ist dafür ausgelegt.“

Energiemanagement soll Flexibilitäten heben

Über der Komplexität der Strommarktintegration sollte die ureigenste Funktionalität der Energiemanagementsysteme nicht vergessen werden. Viele erlauben es, nicht nur den Batteriespeicher zu steuern und die Einspeisung zu reduzieren, sondern auch die Flexibilität der Anlagen der Betriebe zu steuern.

Am einfachsten geht das mit den Sekundärprozessen wie Wärme- und Kältebereitstellung oder Druckluftversorgung. Die Integration in das Energiemanagement erlaubt es, diese thermischen Trägheiten zu nutzen. Anders als bei den Heimenergiemanagementsystemen ist die Problematik nicht kompatibler Schnittstellen hier nicht ganz so groß. „Projekte sind meist so groß, dass wir es uns leisten können, Zeit in die Entwicklung einer bestimmten Schnittstelle, etwa für eine Wärmepumpe, zu investieren“, sagt Cleverwatt-Geschäftsführer Ackermann.

Sein Unternehmen integriert auch Primärprozesse, die direkt für die Produktion benötigt werden, auch wenn das nur bei ausgewählten Kunden möglich sei. Als Beispiel hat er Spritzgussmaschinen, Härte- und Trocknungsöfen sowie Vorlauf-Aufheizung energieintensiver Prozesse in die Übersicht eingetragen. „Die Lastverschiebung geschieht dort in Abstimmung mit der Produktionsplanung“, sagt Ackermann. Die Extru­sionsmaschine bei einem Kunststofffertiger müsse in einem Beispiel nur zwei Stunden am Tag laufen, so dass Spielraum bestehe. Das Energiemanagement gibt hier nur Optimierungssignale, die operative Hoheit bleibe beim Kunden.

In der Marktübersicht werden ganz unterschiedliche Anwendungen genannt. Commeo etwa bindet die Rückführung von Energie aus Industrieprozessen ein. Hebevorrichtungen von Containern lieferten zum Beispiel Strom, wenn sie sich absenken. Encentive hat wiederum die Flexibilität einer Kälteanlage am Intraday-Markt vermarktet. Entscheidend für ein Energiemanagement sei die Fähigkeit zur aktiven Steuerung in Echtzeit, die Offenheit gegenüber unterschiedlichen Anlagen und Schnittstellen sowie die Möglichkeit, individuelle Betriebs- und Prozessanforderungen abzubilden.

M-Tec hat im September 2025 in einem pv magazine Webinar vorgestellt, wie Installateure per Energiemanagementsystem gewerbliche Prozesse einbinden können. Zum Beispiel in der Metzgerei Pilshofer, die einen hohen Energieverbrauch für Wärme und Kälte hat und wo mit dem System eine Wärmerückgewinnung eingebunden wurde. Dabei legt der Anbieter Wert darauf, die Partner, die aus der Photovoltaik-Batteriespeicher-Installation kommen, in den Anwendungen zu schulen. Diese behalten dabei die Projekthoheit und den Kundenkontakt.

Geschäftsmodell für Installateure

Das ist nicht immer der Fall. Bei 20 der 31 gelisteten Systeme gehören nämlich nicht nur die Komponenten zum Angebot, sondern auch die komplette Projektdurchführung, bei 15 sogar die Vermarktung im Betrieb. Zwölf Anbieter generieren auch Leads und beschäftigen Installationspartner als Subkontraktoren. Bei einigen Anbietern, wie etwa Greenflash, ist das die Regel. Doch bei den meisten, nämlich 26, ist es auch möglich, als Installateur die Projekthoheit zu behalten. 24 bieten Unterstützung bei der Systemauslegung.

Eine andere Einschränkung bei den Energiemanagementanbietern ist, dass von manchen weitere Hardware bezogen werden muss, um die Lösung anzubieten. Auch bei der Vermarktung gibt es verschiedene Varianten. Wer beispielsweise die Trawa-Vermarktung mit anbieten will, muss das Energiemanagementsystem des Unternehmens verbauen, der Kunde schließt nur den Stromhandelsvertrag mit Trawa. Die Installation übernimmt das Unternehmen grundsätzlich nicht. „Teilweise gehen wir auf einen passenden Installateur in der Region zu, wenn ein Kunde Interesse an einem Speicher hat“, sagt Gritschneder. „Es gibt auch den anderen Fall, dass der Installateur mit einem Kunden im Gespräch ist und uns mit ins Boot holt.“

Endkunden haben allerdings eine gewisse Festlegung bezüglich des Vermarkters. Prinzipiell können über die REST API-Schnittstelle auch andere Handelsdienstleister eingebunden werden. Es gibt aber keinen Standard, so dass Kunden darauf angewiesen sind, mit den Handelspartnern zusammenzuarbeiten, mit denen ein Energiemanagementanbieter kooperiert.

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Einträge in die pv magazine Marktübersichten und Datenbanken sind grundsätzlich kostenfrei. Die Premium-Darstellungen sind von den Unternehmen zusätzlich gebucht. Details zu den einzelnen Unternehmen finden Sie jeweils unter dem Link „Zur Produktmeldung“. Hier geht es zur Übersicht aller teilnehmender Unternehmen: www.pv-magazine.de/energiemanagement-fuer-gewerbe-und-industrie/

Commeo Systems Commeo EC-System Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)	Cubos Technologies CUBOS.Energy EMS Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)	Encentive flexOn Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)
energielenker solutions CEMS Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)	Fenecon FEMS (Fenecon Energiemanagement System) Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)	Meteocontrol Hybrid EMS (auf Basis blue‘Log XC) Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)
Pramac Pramac EMS Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)	Wendeware AMPERIX Energiemanagement-System Business 4 Zur Detailansicht Zur Produktmeldung (Link folgt nach Veröffentlichung)

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