A adoção mais expressiva de recursos de geração de energia renovável variável, resultante do processo de transição energética em todo o mundo, traz desafios aos operadores de sistemas elétricos. Ainda que o Brasil tenha um largo histórico de capacidade de geração renovável, a expansão por recursos ERV traz mudanças relevantes à operação do sistema, e a adequação de flexibilidade do mesmo para manobrar variações da oferta em horizontes de mais curto prazo se torna mais relevante. Este trabalho apresenta uma revisão do conceito de flexibilidade no contexto do setor elétrico, além da proposta de indicadores para sua avaliação. Posteriormente, alguns dos indicadores foram utilizados para avaliar a adequação de flexibilidade do sistema elétrico brasileiro ao final de horizonte de planejamento do Plano Decenal de Energia 2031. O parque gerador futuro e a demanda do sistema são modelados com base no plano decenal, e a adequação de flexibilidade do sistema é avaliada para diversas condições de recurso energético renovável, considerando duas conjunturas hidrológicas. Para mensuração da flexibilidade proveniente de recursos hidroelétricos, uma abordagem com base em valores históricos de operação, que leva em consideração os níveis armazenados hídrico dos subsistemas foi utilizada. Os resultados obtidos por meio das simulações indicam que a rampa de carga do sistema ao entardecer será expressiva em praticamente todos os cenários mapeados de geração de energia renovável variável, com o aumento do uso de geração solar fotovoltaica. Todavia, a margem de disponibilidade de recursos para atendimento das rampas poderá ficar muito reduzida entre 17h e 19h. Como subproduto da simulação energética, foram obtidos preços horários médios resultantes dessa operação. Os resultados apontam para aumento da volatilidade dos custos marginais de operação ao longo do dia, mesmo em cenários com hidrologia favorável. Embora essa volatilidade seja benéfica para a correta sinalização de necessidade de recursos flexíveis, a limitação regulatória de preços pode reduzir sua eficácia.

The more significant adoption of variable renewable energy (VRE) generation resources, resulting from the energy transition process around the world, poses challenges to electrical system operators. Although Brazil has a long history of renewable generation capacity, the expansion of VRE resources brings relevant changes to the system's operation, and the adequacy of its flexibility to deal with variations in supply over short-term horizons becomes more relevant. This work presents a review of the concept of flexibility in the context of the electricity sector, in addition to proposing indicators for its evaluation. Subsequently, some of the indicators are used to assess the adequacy of the flexibility of the Brazilian electrical system at the end of the planning horizon of the 2031 Ten-Year Energy Plan. The future generating fleet and system demand are modeled based on the ten-year plan, and the flexibility adequacy of the system is evaluated for different VRE scenarios and two hydrological scenarios. To measure the flexibility arising from hydroelectrical resources, an approach based on historical operational values is used, which takes into account the levels of water armament of the two subsystems. The results obtained through the simulations indicate that the system's load ramp at dusk will be significant in practically all mapped scenarios of variable renewable energy generation, with the increased use of photovoltaic solar generation. However, the margin of availability of resources to serve the ramps may be greatly reduced between 5pm and 7pm. As a by-product of the energy simulation, average hourly prices resulting from this operation were obtained. The results point to an increase in the volatility of marginal operating costs throughout the day, even in scenarios with favorable hydrology. Although this volatility is beneficial for correctly signaling the need for flexible resources, regulatory price limitations can reduce their effectiveness.