A tecnologia que pode sustentar a rede elétrica do futuro: SMA explica como inversores Grid Forming podem substituir funções dos grandes geradores
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Em entrevista exclusiva ao EnergyChannel na Intersolar South America 2026, Bruno Furtado, da SMA Solar Technology, explica por que Grid Forming, baterias, inércia virtual e Black Start podem se tornar fundamentais para manter a estabilidade de sistemas elétricos dominados por solar e eólica e como data centers adicionarão uma nova camada de complexidade a essa transformação
Por Ricardo Honório | EnergyChannel
Cobertura Especial — Intersolar South America 2026 | São Paulo
Imagine um sistema elétrico alimentado cada vez mais pelo sol e pelo vento.
Menos térmicas.
Menos grandes geradores convencionais.
Mais parques solares.
Mais turbinas eólicas.
Mais baterias.
À primeira vista, esse parece ser exatamente o sistema elétrico que a transição energética pretende construir.
Mas existe um problema.
Durante mais de um século, as grandes máquinas girantes das hidrelétricas, térmicas e outras centrais convencionais não fizeram apenas eletricidade.
Elas também ajudaram a sustentar a própria rede elétrica.
Sua massa rotacional fornece inércia ao sistema.
Sua resposta elétrica contribui para estabilidade.
Elas ajudam a estabelecer referências de tensão e frequência.
E podem desempenhar funções essenciais durante perturbações.
Quando essas máquinas começam a ser substituídas por geração solar e eólica conectada à rede através de eletrônica de potência, surge uma pergunta fundamental:
quem fará esse trabalho no sistema elétrico do futuro?
Uma das respostas pode estar em uma tecnologia cujo nome ainda é pouco conhecido fora dos círculos mais técnicos do setor:
Grid Forming.
Durante o segundo dia da Intersolar South America 2026, o EnergyChannel conversou com Bruno Furtado, Application Engineer & Project Manager da SMA Solar Technology AG, depois de uma apresentação técnica dedicada justamente ao tema.
E o que parece, à primeira vista, uma discussão restrita à engenharia de potência revela algo muito maior:
a arquitetura elétrica necessária para permitir que as renováveis continuem crescendo sem comprometer a estabilidade da rede.
Grid Following versus Grid Forming: a diferença está na inteligência
Para entender a transformação, primeiro é necessário compreender como grande parte dos inversores tradicionais opera.
O chamado Grid Following — literalmente, “seguidor de rede” — precisa encontrar uma rede elétrica existente.
Ele mede parâmetros como tensão e frequência.
Verifica se estão dentro das condições adequadas.
Sincroniza-se.
E então injeta energia.
“O controle do inversor Grid Following vai medir a rede. Vai medir se tensão e frequência estão dentro dos parâmetros de operação. Se estiverem, ele conecta e injeta energia.”
Esses equipamentos podem oferecer algum suporte.
Em determinadas condições de afundamento de tensão, por exemplo, podem contribuir com potência reativa.
Mas existe uma diferença fundamental quando entramos no universo Grid Forming.
“O inversor Grid Forming gera uma nova rede em cima daquela rede em que ele se conectou.”
Em outras palavras:
o primeiro segue.
O segundo pode ajudar a formar.
O mais surpreendente: o hardware pode ser praticamente o mesmo
Existe um aspecto particularmente importante nessa evolução.
Não estamos necessariamente falando de uma enorme mudança física dentro do equipamento.
Segundo Furtado, quando se compara um inversor Grid Following e um Grid Forming, a diferença central está no controle.
“A maior diferença entre eles é a parte de controle.”
Isso significa que funções capazes de mudar profundamente a interação entre um inversor e o sistema elétrico podem estar concentradas em:
software, algoritmos e inteligência de controle.
“É tudo controle, é tudo software. Está tudo ali na inteligência do equipamento.”
Essa constatação resume uma transformação maior acontecendo no setor energético.
Durante décadas, avanços no sistema elétrico dependeram fortemente da construção de novas máquinas.
Agora, parte da evolução pode acontecer por meio da capacidade de programar como essas máquinas eletrônicas se comportam.
Transformando eletrônica de potência em uma máquina síncrona virtual
Para compreender por que isso importa, é necessário voltar às grandes usinas convencionais.
Uma hidrelétrica possui enormes máquinas girantes.
Quando ocorre uma perturbação na rede, a própria massa dessas máquinas não muda instantaneamente de velocidade.
Existe energia cinética armazenada naquela rotação.
Essa característica física ajuda o sistema a resistir a variações bruscas.
É a chamada inércia.
Solar fotovoltaica não possui um enorme rotor girando.
Um parque eólico possui partes rotativas, mas sua interface eletrônica e sua dinâmica de contribuição ao sistema são diferentes da máquina síncrona convencional.
Conforme aumenta a participação de fontes conectadas por inversores, a natureza física da rede começa a mudar.
É aí que entra uma das funções mais interessantes do Grid Forming:
a inércia virtual.
Furtado cita o conceito de VSM — Virtual Synchronous Machine, ou máquina síncrona virtual.
O inversor é controlado eletronicamente para reproduzir características de comportamento que historicamente estavam associadas a máquinas síncronas.
“É um inversor desempenhando o papel como se fosse uma máquina síncrona virtual.”
Não existe uma turbina gigantesca girando dentro dele.
Existe software fazendo a eletrônica de potência responder de maneira planejada.
Não é mágica. É engenharia
Furtado faz questão de afastar uma interpretação simplista.
Grid Forming não é uma tecnologia milagrosa.
“O Grid Forming não é uma solução mágica. Ele é uma solução técnica.”
Sua função é transportar para uma rede com elevada presença de recursos baseados em inversores algumas capacidades que anteriormente eram fornecidas naturalmente pelos geradores convencionais.
Isso pode incluir suporte à frequência.
Controle de tensão.
Resposta a perturbações.
Inércia virtual.
Capacidade de curto-circuito, conforme arquitetura e requisitos.
Formação de rede.
E, em determinadas configurações, restauração depois de um apagão.
É justamente aí que surge outro termo importante.
Black Start: o que acontece depois do apagão
Se blackout significa apagão, o que acontece quando precisamos reconstruir o sistema?
Esse processo é conhecido como Black Start.
Furtado resumiu de maneira quase didática:
“O Black Start é o que acontece depois do blackout.”
Durante a entrevista, surgiu até uma tradução informal:
se blackout é o apagão, Black Start seria o “acendão”.
A brincadeira ajuda a explicar um problema extremamente sério.
Depois de um colapso, não basta simplesmente ligar todas as usinas novamente.
A rede precisa ser reconstruída progressivamente.
Alguém precisa criar a primeira referência.
Tensão.
Frequência.
Estabilidade.
Então outras fontes podem sincronizar-se e entrar.
Historicamente, esse trabalho pode ser realizado por determinados geradores convencionais capazes de iniciar sem depender da rede externa.
Mas como isso funcionará em um sistema dominado por renováveis?
O sol sozinho não pode prometer estar disponível quando o sistema precisar
Imagine que um grande apagão aconteça durante a noite.
Não existe geração fotovoltaica.
Ou imagine que seja durante o dia, mas exista forte variação de irradiância.
Eólica enfrenta o mesmo problema conceitual: o vento não obedece às necessidades instantâneas do operador.
Por isso, Furtado conecta diretamente três elementos:
Grid Forming + armazenamento + Black Start.
“O Black Start depende das baterias e, para fazer um Black Start, você precisa formar a rede.”
Uma bateria possui uma característica decisiva.
A energia está armazenada.
Pode ser disponibilizada quando solicitada, dentro dos limites de potência e estado de carga do sistema.
Isso transforma o BESS em muito mais do que uma ferramenta para arbitragem ou deslocamento de energia.
Ele pode se tornar parte da infraestrutura de estabilidade e recuperação do sistema elétrico.
A bateria deixa de ser apenas um reservatório de energia
Essa talvez seja uma das mudanças conceituais mais importantes da entrevista.
Quando o mercado começou a falar de BESS, grande parte da discussão econômica estava relacionada a armazenar energia barata para utilizá-la em outro momento.
Mas um sistema de baterias pode entregar diferentes serviços.
Furtado oferece um exemplo hipotético.
Imagine que 80% da capacidade operacional disponível seja destinada a uma estratégia econômica e 20% seja preservada para uma função relacionada à estabilidade, como suporte de inércia.
A proporção é apenas um exemplo.
O princípio é muito mais importante.
Parte da bateria pode ser reservada para estar disponível quando a rede precisar dela.
Porque uma perturbação não avisa quando vai acontecer.
Se o sistema necessita de resposta rápida e a bateria estiver completamente indisponível para aquela função, o serviço não poderá ser prestado.
Uma usina que pode ser reprogramada
Aqui aparece uma diferença extraordinária entre a infraestrutura convencional e a eletrônica de potência.
Imagine que determinado ponto da rede passe a necessitar de mais suporte de inércia.
Em uma arquitetura tradicional, aumentar determinadas capacidades pode exigir novos equipamentos, reforços físicos ou até nova geração.
Em um sistema baseado em Grid Forming e BESS, algumas características podem ser reconfiguradas por controle, respeitando naturalmente os limites físicos do equipamento.
“Eu consigo reconfigurar o meu equipamento.”
O operador pode ajustar parâmetros e estratégias conforme estudos elétricos e necessidades específicas daquele ponto da rede.
Essa flexibilidade muda a própria ideia de infraestrutura.
Uma térmica construída hoje continuará fisicamente sendo aquela térmica amanhã.
Um sistema baseado em software pode ter seu comportamento modificado ao longo da vida operacional.
Cada rede precisará de uma resposta diferente
Isso não significa que exista uma configuração universal.
Muito pelo contrário.
Furtado explica que a SMA trabalha próxima aos operadores de sistemas de transmissão de diferentes países para compreender necessidades locais.
Porque o problema do Reino Unido não é necessariamente o problema do Brasil.
A Austrália possui outra arquitetura.
O Chile enfrenta condições específicas.
Os Estados Unidos possuem seus próprios requisitos.
O Brasil, por exemplo, ainda conta com uma importante participação hidrelétrica, o que proporciona características de sistema diferentes de países que reduziram mais rapidamente sua geração síncrona convencional.
Isso significa que determinadas funções podem se tornar urgentes primeiro em um país e posteriormente em outro.
A tecnologia precisa acompanhar a física de cada rede.
Austrália: um laboratório do futuro
Entre os mercados citados por Furtado, a Austrália é particularmente interessante.
O país avançou rapidamente na incorporação de renováveis e, justamente por isso, encontrou antecipadamente desafios que outras redes poderão enfrentar no futuro.
A necessidade acelerou a adoção de tecnologias de estabilidade baseadas em inversores e armazenamento.
Para o Brasil, existe uma lição importante.
Não é necessário esperar que o problema apareça em escala crítica para começar a preparar a solução.
Europa, Austrália e Estados Unidos já acumulam experiências com aplicações avançadas.
Brasil e Chile começam a seguir essa trajetória na América Latina.
O maior obstáculo talvez não esteja dentro do inversor
Quando perguntado sobre os desafios para implementação em larga escala, Furtado separa a questão em duas frentes.
A primeira é técnica e envolve maturação, validação e aplicação em diferentes redes.
A segunda é talvez ainda mais complexa:
regulação.
“A tecnologia e os projetos avançam mais rápido que o regulatório.”
Grid Forming desafia algumas classificações tradicionais do setor.
Se um sistema eletrônico consegue fornecer funções que antes pertenciam a um gerador convencional, como ele deve ser remunerado?
Quais serviços serão exigidos?
Quais testes precisam ser realizados?
Quem certificará a resposta?
Como o operador do sistema incorporará essa capacidade ao planejamento?
A tecnologia pode existir.
Mas, sem regras, não existe mercado em escala.
O Brasil começa a abrir a porta
Furtado aponta as discussões brasileiras envolvendo armazenamento e os requisitos que começam a ser desenhados para sistemas com funções Grid Forming como um primeiro passo.
A expectativa é que novos projetos permitam avançar da discussão teórica para aplicações e testes efetivos na rede brasileira nos próximos anos.
Ele reconhece que a primeira estrutura regulatória provavelmente não será perfeita.
E talvez nem precise ser.
O importante é permitir que os projetos comecem.
Durante a conversa, surgiu uma definição perfeita para esse momento:
o Black Start da regulação brasileira.
Ou seja:
o sistema regulatório também precisa começar a “religar” uma nova arquitetura.
A rede está preparada? De certa forma, sim
Existe um paradoxo interessante.
Fisicamente, a rede elétrica já foi construída para operar com geradores formadores.
Afinal, geradores síncronos convencionais historicamente exerceram justamente essa função.
O que muda agora é quem desempenha o papel.
“A gente só está mudando o paradigma.”
Em vez de uma grande máquina eletromecânica estabelecer determinadas características da rede, um inversor controlado eletronicamente pode fornecer funções semelhantes.
Para o restante do sistema, a ideia é que esse recurso se comporte de maneira compatível com as necessidades elétricas daquele ponto.
Portanto, uma parcela importante do desafio não é reconstruir toda a rede.
É permitir técnica e regulatoriamente que novos equipamentos forneçam os serviços que o sistema precisa.
E então entram os data centers
Quando a conversa avançou para os próximos cinco ou dez anos, Furtado introduziu uma variável que torna toda essa discussão ainda mais urgente.
Data centers.
Inteligência artificial, computação em nuvem, serviços digitais e processamento massivo estão criando instalações com demandas elétricas gigantescas.
Não estamos falando de cargas residenciais distribuídas.
Estamos falando de grandes blocos de consumo concentrados geograficamente.
E isso cria um novo desafio para planejamento e operação.
“São grandes cargas concentradas em locais específicos onde não necessariamente você tem geração.”
Um data center instalado no Sudeste brasileiro produz um efeito completamente diferente de uma instalação próxima a regiões com grande excedente renovável.
A geografia da geração e a geografia do consumo começam a importar ainda mais.
A inteligência artificial também terá uma conta de energia
Existe uma ironia histórica aqui.
A mesma era digital que permite desenvolver controles cada vez mais sofisticados para a rede está criando uma das maiores novas fontes de demanda elétrica.
IA precisa de data centers.
Data centers precisam de energia.
E a energia precisa ser confiável.
Muito confiável.
Para essas instalações, pequenas perturbações podem ter consequências enormes.
Isso significa que a expansão dos data centers poderá exigir simultaneamente:
mais geração;
mais transmissão;
mais armazenamento;
mais estabilidade;
mais eletrônica de potência;
e mais inteligência de controle.
Hidrogênio adicionará outra camada
Data centers não são a única nova carga relevante.
Furtado também aponta o hidrogênio como elemento que poderá alterar o perfil de demanda.
Grandes eletrolisadores podem representar cargas significativas.
Com uma diferença interessante:
dependendo da aplicação, parte dessa demanda pode possuir algum grau de flexibilidade.
Isso abre possibilidades para coordenação entre disponibilidade renovável, armazenamento e consumo industrial.
O sistema elétrico do futuro não será simplesmente maior.
Será mais dinâmico.
Microrredes: quando uma instalação começa a formar sua própria rede
Grid Forming também não precisa estar restrito ao sistema interligado.
A tecnologia abre possibilidades importantes para microrredes e operação ilhada.
Furtado usa novamente o exemplo dos data centers.
Em determinadas arquiteturas, uma instalação poderia operar em uma microrrede formada por inversores Grid Forming, com geração e armazenamento locais, mantendo capacidade de conexão à rede quando necessário.
Isso cria outra visão de resiliência.
A instalação deixa de depender exclusivamente da existência de uma rede externa estável.
Ela passa a ter capacidade de formar sua própria referência elétrica.
Mas desconectar gigawatts também é um problema
Existe, entretanto, um detalhe crítico.
Se uma carga gigantesca estiver conectada à rede e subitamente se desconectar para operar de maneira ilhada, o sistema perceberá imediatamente essa mudança.
Quanto maior a carga, maior a perturbação potencial.
E redes com elevada participação de recursos baseados em inversores podem exigir estratégias ainda mais sofisticadas para lidar com essas transições.
Por isso, não basta simplesmente construir data centers e adicionar baterias.
Será necessário estudar como essas cargas:
conectam;
desconectam;
respondem;
interagem com geração;
interagem com armazenamento;
e ajudam — ou prejudicam — a estabilidade do sistema.
Análise EnergyChannel | O futuro renovável depende de algo que quase ninguém vê
Existe uma tendência natural de medir a transição energética em números facilmente compreensíveis.
Gigawatts solares instalados.
Número de turbinas.
Megawatts-hora de baterias.
Bilhões investidos.
Mas a conversa com Bruno Furtado revela uma camada muito menos visível — e talvez tão importante quanto todas as outras.
Estabilidade.
Não basta instalar renováveis.
A rede precisa continuar funcionando.
Não basta construir baterias.
Elas precisam responder quando necessário.
Não basta desligar geração convencional.
Alguém precisa assumir as funções que essas máquinas prestavam ao sistema.
Não basta conectar data centers.
A rede precisa absorver essas novas cargas sem perder segurança.
A transição energética, portanto, não consiste simplesmente em substituir uma fonte por outra.
Estamos substituindo progressivamente uma arquitetura elétrica por outra.
Na arquitetura antiga, grande parte da estabilidade estava embutida na física das máquinas.
Na nova, uma parcela crescente poderá estar embutida em:
software.
Algoritmos.
Eletrônica de potência.
Baterias.
Modelos de controle.
Máquinas síncronas virtuais.
Inversores capazes não apenas de seguir a rede, mas de ajudar a formá-la.
É uma mudança profunda.
Talvez um dos equipamentos mais importantes do sistema elétrico de 2035 se pareça externamente com um inversor que já conhecemos hoje.
A diferença estará naquilo que não conseguimos enxergar.
O código.
A inteligência.
A maneira como ele reage em milissegundos quando alguma coisa acontece a centenas de quilômetros de distância.
É por isso que Grid Forming importa.
Não porque seja uma nova expressão técnica para o setor energético.
Mas porque pode ajudar a responder a uma das perguntas mais importantes da transição energética:
como construir um sistema elétrico com cada vez mais solar e eólica sem abrir mão da estabilidade que o mundo espera quando aperta um interruptor?
Na Intersolar 2026, a resposta apresentada pela SMA aponta para uma combinação cada vez mais clara:
renováveis + armazenamento + eletrônica de potência + inteligência de controle.
O objetivo final não é simplesmente uma rede com mais energia limpa.
É algo muito mais difícil.
Uma rede limpa que continue funcionando quando mais precisarmos dela.
EnergyChannel Special Coverage | Intersolar South America 2026
A transformação dos sistemas elétricos está levando fabricantes, operadores e reguladores a discutir uma nova geração de tecnologias capazes de integrar volumes crescentes de energia renovável mantendo estabilidade, confiabilidade e segurança operacional.
Na entrevista concedida ao EnergyChannel durante a Intersolar South America 2026, a SMA colocou o Grid Forming no centro dessa discussão conectando a tecnologia ao avanço dos sistemas BESS, Black Start, inércia virtual, microrredes e às enormes novas cargas que deverão chegar ao sistema, entre elas data centers e projetos ligados ao hidrogênio.
Entrevistado: Bruno Furtado
Cargo: Application Engineer & Project Manager
Empresa: SMA Solar Technology AGEntrevista: Ricardo Honório — EnergyChannel
Evento: Intersolar South America 2026
Local: Expo Center Norte — São Paulo, Brasil
EnergyChannel
We Tell the Stories Driving the Energy Transition.
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