Die fortschreitende Dezentralisierung des Energiesystems, getrieben durch den Ausbau erneuerbarer Energien, Elektromobilität, Wärmepumpen und Batteriespeicher, bewirkt einen Paradigmenwechsel im Stromversorgungssystem. Traditionelle Stromversorgungssysteme mit wenigen Großkraftwerken werden durch Millionen kleiner bis mittelgroßer verteilter Erzeuger erweitert bzw. ersetzt. Lokale Energiemärkte (LEMs) sind ein vielversprechender Ansatz für die optimale Betriebsführung verteilter Erzeuger, Verbraucher und Speicher sowie die Netzintegration auf regionaler Ebene. Diese Arbeit behandelt die Entwicklung eines neuartigen Marktmodells für LEMs basierend auf linearer Optimierung. Das Modell zielt darauf ab, den Gesamtnutzen der Marktteilnehmer unter Berücksichtigung finanzieller und technischer Randbedingungen der Anlagen, der Teilnehmer und des Verteilnetzes zu maximieren. Das Marktmodell wird durch ein Simulationsverfahren im Hinblick auf die optimale Nutzung von Flexibilitäten, die Schaffung finanzieller Anreize für die Teilnehmer sowie bezüglich Aspekten der Netzintegration untersucht. Jahressimulationen drei verschiedener Verteilnetztypen (ländlich, halbstädtisch, städtisch) werden für die Szenariojahre 2020, 2025, 2030 und 2035 durchgeführt. Dabei wird insbesondere der Betrieb des Energiesystems durch einen LEM mit einem Benchmark-Fall ohne eine Einführung eines LEMs verglichen. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass der Eigenverbrauch und der Autarkiegrad des lokalen Energiesystems abhängig vom Verteilnetztyp durch die Einführung eines LEMs um 4,3 ... 22,5 bzw. 1,1 ... 9,4 Prozentpunkte gesteigert werden können. Eine Analyse möglicher Ausgestaltungen von regulierten Strompreiskomponenten in LEMs zeigt weiterhin, dass eine potenzielle Reduktion von Einspeise- und Lastspitzen von 30 ... 64 % erreicht werden kann, wenn Leistungspreise im Marktmodell berücksichtigt werden. Die simulative Auswertung zeigt außerdem, dass das Marktmodell in der Lage ist, zeitliche, räumliche und anlagenspezifische Preissignale zu erzeugen. Abhängig vom Verteilnetztyp und dessen Last-/Erzeugungsverhältnis weisen Teilnehmer mit Erzeugungsanlagen in städtischen Netzen höhere wirtschaftliche Vorteile auf, wohingegen Verbraucher einen höheren Nutzen in erzeugungs- dominierten, ländlichen und halbstädtischen Netzen erreichen. Unsicherheiten von Lastprognosen stellen sich als eine der größten Herausforderungen von LEMs heraus. Verglichen mit Simulationen mit perfekter Vorraussicht werden die Vorteile der Marktteilnehmer erheblich verringert, wenn typische Lastprognosefehler auf der Ebene der einzelnen Haushalte berücksichtigt werden. Die Anwendung des Marktmodells in einem sechsmonatigen Feldversuch in Süddeutschland demonstriert die Praxistauglichkeit des entwickelten Ansatzes. Der Feldversuch bestätigt die Erkenntnisse aus der simulativen Untersuchung bezüglich des Einflusses von Lastprognosefehlern und Preisanreizen. Darüber hinaus zeigt der Feldtest, dass Marktschnittstellen zum Verteilnetzbetreiber die Netzintegrationsfähigkeit von LEMs weiter erhöhen können. Durch die Berücksichtigung von Wirkleistungsbeschränkungen konnten 1499 Fälle kritische Netzüberlastungen verhindert werden.