Erneuerbare Energien werden in Deutschland zu einem großen Teil in Verteilnetzen bereitgestellt. Hierdurch ändern sich die Anforderungen an die Verteilnetze, da der Leistungsfluss weniger gut prognostizierbar wird und dieser zunehmend durch Einspeisungen in den unteren Netzebenen und der damit einhergehenden Umkehrung des Lastflusses hin zur Rückspeisung geprägt ist. In der Vergangenheit wurden von verschiedenen Institutionen die Potenziale verschiedener Technologien zur Entlastung der Verteilnetze und des Gesamtsystems ermittelt, hierunter auch die Möglichkeiten des systemdienlichen Erzeugungsmanagements. Wie gut dieses Potential genutzt werden kann, hängt maßgeblich davon ab, ob es sich unter den aktuellen rechtliche-regulatorischen Rahmenbedingungen für den einzelnen Akteur betriebswirtschaftlich lohnt, seine Anlage netzdienlich zu betreiben. Dieses Paper untersucht innerhalb einer zweistufigen – wirtschaftlichen und technischen – Modellierung und Simulation, wie private PV-Anlagenbetreiber, welche ihre Einspeisung durch die zusätzliche Installation eines Speichers flexibilisieren, unter den aktuellen Anreizmechanismen des Rechts- und Förderrahmens handeln. Es ermittelt, welche Effekte dies auf die resultierende Austauschleistung eines lokalen Verteilnetzes hat. Die Arbeiten sind innerhalb des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung geförderten Projekts „Effiziente Nutzung erneuerbarer Energien durch regionale ressourcenoptimierte ‚intelligente‘ Versorgungs- und Verbrauchsnetze (Smart Microgrids)“ (FKZ: 03EK3524 B, C und D) entstanden.