Der stark wachsende Anteil dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien (EE) im Strommarkt erhöht die Komplexität des Elektrizitätssystems und die Anforderungen an die Strommarktmodellierung. Die vorliegende Arbeit zeigt anhand empirischer Beispiele aus Deutschland und Texas, dass der steigende EE Anteil die Marktabläufe stark beeinflusst. Die daraus resultierenden Preissignale ziehen in der langen Frist Systemanpassungen nach sich. Um eine Abschätzung der Anpassungseffekte zu erhalten, wurde das Strommarktmodell 'The High Temporal Resolution Electricity Market Analysis Model' (THEA) entwickelt. In einer ersten Anwendung wird das ERCOT Marktgebiet in Texas modelliert um die spezifischen Modelleigenschaften zu testen und mit komplexitätsreduzierenden Methoden hinsichtlich der zeitlichen Auflösung und der betrieblichen Detailschärfe zu vergleichen. In beiden Fällen zeigen die Ergebnisse deutliche Unterschiede im Vergleich zu den Resultaten der vollen Modellnutzung. Der ERCOT Anwendungsfall zeigt darüber hinaus, dass die EE induzierten Anpassungseffekte in einem isolierten, hauptsächlich thermischen Strommarkt sehr deutlich sind. Marktergebnisse, welche das Fazit unterstreichen, sind der starke Wertverlust des Windstroms, das zunehmende Einspeisemanagement und die deutliche Verschiebung zu spitzenlastorientierter Erzeugungskapazität. Die zweite Anwendung von THEA modelliert den deutschen Markt unter Berücksichtigung der verbundenen Nachbarmärkte. Die Komplexität der Analyse steigt deutlich durch die Modellierung eines stark vermaschten Systems, die Berücksichtigung verschiedener EE-Technologien und die Zubaumöglichkeit von CAES Speichern. Um die Rückwirkungen auf die Systemkomponenten Angebot, Nachfrage und Netz zu untersuchen werden verschiedene Szenarienanpassungen vorgenommen. Jedes Szenario untersucht eine Politikoption hinsichtlich der Flexibilitätsteigerung oder -reduzierung des Stromsystems. Die Szenarienvergleiche beinhalten die Effekte eines geringeren EE Anteils, einer größeren Grundlastkapazität, höherer Interkonnektorkapazitäten, verschiedener EE Fördersystemdesigns und der Möglichkeit der EE Teilnahme am Regelenergiemarkt. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Einschränkung der Flexibilität einer Systemkomponente den Wert der Flexibilität anderer Systembestandteile erhöht, woraus eine behutsame, integrierte und langfristorientierte Energiepolitikempfehlung abgeleitet werden kann.