A água é um recurso de valor inestimável para a humanidade, participando de praticamente todas as suas atividades, desde a alimentação até a geração de energia. A conscientização da escassez deste recurso e de sua limitada capacidade de renovação transforma, a cada década que passa, a procura por este bem mineral, tornando-se mais acirrada a competitividade entre setores. O crescimento populacional aliado à intensificação das atividades de caráter poluidor tem, em todo mundo, mostrado a ocorrência de problemas relacionados à falta desse recurso, em condições adequadas de quantidade ou de qualidade, para o atendimento das necessidades mais elementares das populações.
A natureza finita da fonte renovável "recurso hídrico" contém um aspecto crítico, que deve ser analisado sob a ótica do crescimento populacional. São poucos os outros recursos essenciais à vida, que estão restritos por limites de disponibilidade tão definidos quantos os recursos hídricos. Com a concentração populacional, a disponibilidade média de água renovável por habitante tende a diminuir o que repercute sobre a saúde e os padrões de qualidade de vida. A garantia de acesso à água em 
quantidade suficiente e com qualidade adequada vem adquirindo, cada vez mais, contornos estratégicos para a sobrevivência das nações.
Entre 1940 e 1990 a população mundial duplicou, passando de 2,3 para 5,3 bilhões de habitantes, com o respectivo consumo de água aumentando de 1.000km3 para 4.000km3. Portanto, neste período, ocorreu a quadruplicação do consumo per capita de água por ano. A constatação prática destas duas tendências, neste fim de século, devido às características finitas do recurso, pressupõe uma remota probabilidade de que nova quadruplicação ocorra no consumo. Segundo as estimativas, o limite superior de água utilizável no globo para consumo situa-se entre 9.000km3 e 14.000km3 (Freitas, 1998). Dentro desta perspectiva, o aumento da população implicará no uso desta reserva, para o consumo e para a melhoria da qualidade de vida proveniente do uso de energia elétrica. 
A água total existente no planeta apresenta a seguinte distribuição: 97,5% – água salgada e 2,5% – água doce. Por sua vez, a água doce encontra-se nos seguintes percentuais: 69% em geleiras e neves eternas, 30% de água subterrânea, 0,7% em outras situações, tais como umidade do solo, pantanais e solos congelados, e 0,3% em rios e lagoas (Gleick, 1993). O Brasil, quinto país do mundo em superfície, possui 8% do total de água doce existente no mundo. Diante deste quadro verifica-se que, em nosso país, a fonte de energia mais abundante e de menor custo de geração tem sido de origem hidráulica.
As dimensões geográficas, aliadas às condições hídricas do território brasileiro, favoreceram o largo emprego deste potencial para a produção de energia, levando a um maior investimento na implantação de hidrelétricas. 3- Informações Fluviométricas e Pluviométricas para a Geração de Energia Elétrica
Para se elaborar estudos de inventário, projetos e construir reservatórios hidrelétricos se faz necessário um amplo conhecimento do meio ambiente, necessitando-se assim de informações sobre as condições e a evolução dos recursos hídricos. Para tanto, o Brasil possui uma rede hidrológica considerável, com 3.434 estações fluviométricas e 8.625 estações pluviométricas (destas, 1.614 fluviométricas e 2.268 pluviométricas são monitoradas pela ANEEL), possibilitando assim o estudo das águas para sua utilização (ver capítulo sobre Rede Hidrométrica).
No Brasil, a rede hidrometerológica ANEEL/MME, de maior importância do setor energético, demanda recursos da ordem de 15 milhões de dólares/ano para operação e gerenciamento, ou seja, 3,6% do montante dos recursos provenientes da Compensação Financeira e Royaties pagos pelas usinas hidrelétricas em operação no país.
Especialmente para o setor elétrico, as redes de coletas de informações proporcionam a elaboração de séries históricas que são fundamentais para a elaboração de projetos destinados ao aproveitamento ótimo energético dos cursos d’água, além do fornecimento de importantes subsídios para o estabelecimento de regras operativas para os reservatórios existentes.
4- O Potencial Hidrelétrico Brasileiro
Os primeiros registros da história da hidreletricidade no Brasil são dos últimos anos do Império, quando o crescimento das exportações do país, principalmente de café e de borracha culminaram com a modernização da infra-estrutura do país, tão necessária à produção e ao transporte de mercadorias.
A modernização dos serviços de infra-estrutura abrangiam, também, serviços públicos urbanos como linhas de bondes, água e esgoto, iluminação pública e a produção e distribuição de energia. Com o aumento das atividades industriais e da urbanização, o investimento na área de energia elétrica, ainda muito tímido, passou a ser bastante atrativo.
Nos primórdios, há relatos de pequenas usinas com pouca potência destinadas a usos privados em moinhos, serrarias e algumas tecelagens. A grande concentração dessas usinas ocorreu em Minas Gerais, disseminando-se na direção sudeste, até chegar a São Paulo.
Em 7 de setembro de 1889, às vésperas da proclamação da República, foi inaugurada a primeira usina hidrelétrica de maior porte destinada ao serviço público. A usina de Marmelo-0, com uma potência instalada de 250 kW, foi construída no rio Paraibuna com o objetivo de fornecer eletricidade para iluminação pública da cidade de Juiz de Fora/MG.
O excedente da energia gerada pelas usinas hidrelétricas era aproveitado em pequenas redes de distribuição implantadas por seus proprietários. Estas pequenas redes foram se expandindo pelas regiões vizinhas, chegando a motivar o aumento de potência de muitas usinas.
A evolução do parque gerador instalado sempre esteve intimamente atrelada aos ciclos de desenvolvimento nacional. Os períodos de maior crescimento econômico implicavam num aumento da demanda de energia e, conseqüentemente, na ampliação da potência instalada. Igualmente, as épocas recessivas afetaram diretamente o ritmo de implantação de novos empreendimentos.
Em síntese, entre 1880 e 1900, o aparecimento de pequenas usinas geradoras deveu-se basicamente à necessidade de fornecimento de energia elétrica para serviços públicos de iluminação e para atividades econômicas como mineração, beneficiamento de produtos agrícolas, fábricas de tecidos e serrarias. Neste mesmo período, a potência instalada aumentou consideravelmente, com o afluxo de recursos financeiros e tecnológicos do exterior para o setor elétrico. Predominando o investimento hidrelétrico, multiplicaram-se as companhias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica nas pequenas localidades. As duas primeiras companhias de eletricidade sob controle de capital estrangeiro, que tiveram importância na evolução do serviço elétrico, são a Light e a AMFORP, instaladas nos dois centros onde nasceu a indústria nacional, São Paulo e Rio de Janeiro.
Até a virada do século predominou a geração de energia elétrica através de centrais termelétricas. Em 1901, com a entrada em operação da "Hydroelétrica de Parnahyba" (atual Edgar de Souza), primeira usina hidrelétrica da Companhia Light, este quadro mudou em favor da geração hidrelétrica. No ano de 1907, a Light iniciou a produção de energia elétrica para a cidade do Rio de Janeiro com a entrada em operação da usina hidrelétrica de Fontes no Ribeirão das Lajes, que, em 1909, era uma das maiores usinas do mundo em operação, com uma potência instalada de 24.000 kW.
A partir da década de 20, se fez necessária a ampliação do parque gerador no intuito de atender aos constantes aumentos de consumo de energia elétrica demandados pelo desenvolvimento do setor industrial. Durante essa década a capacidade geradora instalada foi duplicada, sendo que em 1920, dos 475,7 MW instalados, cerca de 77,8% já eram de origem hídrica. Na segunda metade da década de 20, as empresas Amforp e Light assumem o controle acionário de maior parte da empresas de energia elétrica atuantes no país. Assim, em 1930, praticamente todas as áreas mais desenvolvidas do país, e também aquelas que apresentaram maiores possibilidades de desenvolvimento, caíram sob o monopólio dessas duas empresas restando, fora de seus alcances, apenas poucas áreas, inexpressivas, tais como os estados das regiões Norte e Nordeste. No interior destes estados continuaram operando numerosas empresas de porte reduzido, muitas mantidas pelas prefeituras, as quais atendiam o pequeno consumo local.
A mudança de governo na década de 30, trouxe uma nova forma de administrar os recursos hídricos, que passaram a ser considerados como de interesse nacional. O Estado passa a intervir neste setor diretamente, assumindo o poder concedente dos direitos de uso de qualquer curso ou queda d’água com a assinatura do Código das Águas de 1934, em vigor até os dias atuais. Também neste período foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE), órgão federal responsável pela tarifação, organização, controle das concessionárias, interligação entre as usinas e sistemas elétricos. Ainda na década de 30, os governos federal e estadual passam a ser acionistas e proprietários das empresas geradoras e distribuidoras.
Ao final da década de 30, com a deflagração da Segunda Guerra Mundial em 1939, o país passa por uma crise no setor elétrico devido à falta de investimentos estrangeiros e à baixa produção de equipamentos para centrais hidrelétricas. Assim, no período seguinte, de 1939 a 1947, há apenas um registro de ampliação do parque gerador, o de Ribeirão da Lages. O crescimento da capacidade instalada só foi retomada após o término da Grande Guerra.
A década de 50 inaugura um longo período caracterizado por empréstimos recebidos do Banco Mundial, que favoreceram a implantação de grandes empreendimentos nacionais e binacionais nas décadas seguintes.
Já a década de 60 é marcada pela reformulação dos órgãos federais, pela criação do Ministério das Minas e Energia (MME) e das Centrais Elétricas Brasileiras SA (ELETROBRÁS). O Grupo ELETROBRÁS era formado por quatro empresas controladas de âmbito regional: FURNAS, CHESF, ELETROSUL e ELETRONORTE, e por duas empresas de âmbito estadual LIGHT e ESCELSA. A criação destes órgãos, aliados aos estudos hidroenergéticos desenvolvidos a partir de 1962, consolidou a estruturação do setor elétrico.
Acompanhando o crescimento da economia brasileira das últimas décadas, principalmente nos anos 80, os sistemas de geração e transmissão nacional tiveram que crescer muito para atender às novas demandas de energia com a qualidade e a confiabilidade necessárias ao desenvolvimento do país. Na Tabela 4 estão discriminadas as potências instaladas, com as respectivas taxas de crescimento, no período de 1920 a 1998, e a previsão de ampliação, de 1999 até 2008, segundo o Plano Decenal de Expansão 1999/2008 (ELETROBRÁS, 1998).
Apesar da elevada participação da fonte hidráulica no sistema elétrico nacional, as enormes distâncias entre os diversos centros de demanda estimularam a geração térmica em áreas isoladas com carência de bons potenciais hidráulicos. Somente a partir da interligação das regiões do país antes isoladas, e devido ao elevado preço internacional do petróleo observado nas décadas de 70 e 80, o crescimento na geração térmica passou a ser cada vez menor, até se tornando negativo em 1984. As condições hídricas favoráveis do território brasileiro, aliadas à indisponibilidade de outras fontes energéticas, como o gás natural, o carvão e derivados do petróleo, levaram a se investir maiores recursos na implantação de usinas hidrelétricas.
A capacidade instalada hidrelétrica neste sistema representa 69% do total nacional em operação, dispondo, ainda, de um potencial da ordem de 45 GW, já inventariado, para ser aproveitado.
Em termos de geração termelétrica, na região Sul se localizam as usinas a carvão (Jorge Lacerda, Presidente Médici, São Jerônimo, Charqueadas e Figueira), que totalizam 1.387 MW instalados, e usinas a óleo combustível, que totalizam 96 MW. Nas regiões Sudeste e Centro-Oeste existem usinas térmicas a óleo combustível – 1.441 MW, e a usina nuclear Angra I – 657 MW.
A capacidade atual de transferência do sistema de transmissão que interconecta as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste é da ordem de 3.600 MW médios, no sentido Sul/Sudeste e 3.900 MW médios no sentido inverso. Esta interligação permite um intercâmbio de energia com característica marcadamente sazonal, com fluxos na direção Sudeste/Centro-Oeste, durante o período de maio a novembro (período seco, Sistema Sudeste/C.Oeste) e na direção Sul, durante o período de dezembro a abril (período chuvoso, Sistema Sudeste/C.Oeste).
· Sistema Interligado Norte/Nordeste - que corresponde aos mercados da região do baixo Tocantins, Belém, área de influência da UHE Tucuruí e toda a região Nordeste, com uma capacidade instalada de 14.716 MW; possui 17 usinas hidrelétricas (14.417 MW – 98%) e 3 usinas termelétricas (299 MW – 2%).
A capacidade instalada hidrelétrica representa 24% do total nacional em operação, dispondo, ainda, de um potencial, na região, de cerca de 61 GW, já inventariado, para ser aproveitado, considerando, no caso do Norte, as bacias do Tocantins/Araguaia, Xingu e Tapajós.
A capacidade atual de transferência da interligação entre as duas regiões é da ordem de 600 MW médios na direção Norte/Nordeste e 700 MW médios na direção Nordeste/Norte. Esta interligação também permite um intercâmbio de energia com característica marcadamente sazonal, com fluxos de energia na direção Nordeste no primeiro semestre do ano, quando existe abundância de água na bacia do rio Tocantins (UHE Tucuruí) e no sentido inverso, no segundo semestre do ano, quando as vazões do Tocantins se reduzem e o reservatório da UHE Tucuruí apresenta deplecionamento acentuado. Assim, durante o primeiro semestre, a região Nordeste armazena energia nos seus reservatórios, aproveitando os excedentes de água da UHE Tucuruí, que são "transportados" pela interligação na forma de energia elétrica e devolve parte desta energia, da mesma forma, quando existe escassez de água no reservatório da UHE Tucuruí.
· Sistemas Isolados – que correspondem a mais de 300 localidades eletricamente isoladas uma das outras, a maioria na região Norte. Dentre elas destacam-se, pelo porte, os sistemas das seguintes capitais estaduais: Boa Vista, Macapá, Manaus, Porto Velho e Rio Branco. Os estados do Maranhão, Pernambuco, Bahia, Tocantins, Paraná, Mato Grosso do Sul e Rio Grande do Sul também apresentam Sistemas Isolados, porém de pequeno porte e com crescimento apenas vegetativo, não exigindo ações de planejamento da expansão por parte das concessionárias locais.
Os Sistemas Isolados da região Norte e do Mato Grosso, em função das particularidades e complexidades específicas de cada localidade, são identificados como "Sistemas das Capitais" e "Sistemas do Interior". Nestes últimos, cerca de 50% das localidades tem período de atendimento diário inferior a 24 horas; além disso, os racionamentos, embora em processo de equacionamento, ainda persistem em um montante da ordem de 20% do mercado.
A capacidade instalada total nos Sistemas Isolados é de 1.932 MW, em dez/98, dos quais 1.367 MW correspondem a usinas termelétricas e 565 MW a usinas hidrelétricas. Cerca de 85% dos Sistemas Isolados estão na região Norte, que engloba os estados da Amazonas, Roraima, Rondônia, Amapá e Acre, e tem um parque gerador de 1.907 MW (86% do total dos Sistemas Isolados do país), sendo 1.650 MW instalados nas capitais (1.144 MW em usinas térmicas e 506 MW em hidrelétricas) e 257 MW no interior, dos quais 27 MW em Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s e 230 MW em usinas térmicas.
Os 14% restantes da capacidade instalada total estão distribuídos pelos estados do Pará, Maranhão, Tocantins, Pernambuco, Bahia, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná e Rio Grande do Sul que, apesar de serem estados atendidos pelos Sistemas Interligados, possuem Sistemas Isolados de pequeno porte, totalizando 295 MW, dos quais 246 MW em usinas térmicas e 49 MW em hidrelétricas (ELETROBRÁS,1998).
Na Figura 4, é apresentada de forma gráfica as parcelas representativas da geração hidráulica e térmica para cada um dos sistemas e a representatividade de cada um dos mesmos para sistema elétrico brasileiro.
Para operação deste complexo sistema foi necessária a implantação de um sistema de supervisão para coordenação da operação em tempo real. Estudos realizados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada – GCOI, da ELETROBRÁS, levaram à formação do Sistema Nacional de Supervisão e Coordenação da Operação Interligada – SINSC, cujas atividades objetivariam a eficaz operação do sistema elétrico nacional em tempo real. Em 1º de setembro de 1989, sob a coordenação do GCOI, entrou em operação o Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS, em Brasília/DF, para execução das seguintes atividades:
CAPACIDADE INSTALADA – SISTEMAS INTERLIGADOS
1. Consolidação do Programa Diário de Operação, onde são estabelecidos os despachos de carga das usinas, os intercâmbios de energia entre as concessionárias e os desligamentos previstos para o sistema;
2. Supervisão da Operação em Tempo Real, que consiste no acompanhamento da operação do sistema e tomada de decisões para correção de condições que diferem das que foram estabelecidas;
3. Avaliação da Qualidade da Operação, que consiste na análise do desempenho do sistema e na elaboração de estudos estatísticos da operação.
CAPACIDADE INSTALADA – SISTEMAS ISOLADOS
As atividades do CNOS foram executadas com a participação efetiva de ITAIPU, ELETRONORTE, CHESF, FURNAS, CEMIG, ELETROPAULO, LIGHT, CESP, COPEL, GERASUL e CEEE, empresas integrantes do Sistema Nacional de Supervisão e Coordenação da Operação Interligada - SINSC. Nos mapas 1 e 2 são representadas as concessionárias e a capacidade instalada dos Sistemas Interligados e Isolados, em dezembro de 1998.
A combinação de diversos fatores como a riqueza dos recursos hídricos, reservas insuficientes de petróleo, o carvão de baixa qualidade e o baixo custo da geração hidráulica em relação as outras alternativas levaram o país a realizar grandes investimentos na geração hidrelétrica. Na década de 80 foram investidos mais de 72 bilhões de dólares na ampliação da geração hidrelétrica. Com exceção dos Sistemas Isolados, o parque gerador brasileiro pode ser classificado como essencialmente hidrelétrico, onde o suprimento energético é atendido por usinas de grande porte, situadas freqüentemente distantes dos centros consumidores, o que requer constante atualização na política de transmissão de energia a longas distâncias.
5- Reestruturação do Setor Elétrico
O setor elétrico brasileiro, na década de 80, caracterizava-se pela hegemonia de empresas estatais, pela baixa competitividade, planejamento determinativo da expansão, ampliação da oferta garantida pelo Estado e falta de estímulos à eficiência e à competição, fatores estes que culminaram com tarifas defasadas, obras paralisadas e com a inadimplência setorial generalizada.
Esta situação exigia mudanças radicais no setor, uma grande reestruturação para adaptá-lo ao novo modelo setorial que compatibilizasse a privatização do setor, o livre acesso à rede de transmissão por qualquer agente do sistema e as novas formas de comercialização de energia entre as concessionárias.
Essas mudanças iniciaram-se em 1988 com a promulgação da nova Constituição da República Federativa do Brasil onde, no artigo 175, é determinado que o Poder Público só poderia outorgar, sob regime de concessão e permissão, o direito de prestação de qualquer serviço público, dentre eles a geração e a distribuição de energia elétrica, através de licitação. A partir desta, uma série de leis foram promulgadas para regulamentação do artigo 175.
Para atender a estas mudanças estão em fase de implantação: o Operador Nacional do Sistema (ONS), que será responsável pela coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia nos sistemas interligados e o Mercado Atacadista de Energia (MAE), onde será comercializada livremente toda energia disponível em cada sistema interligado. Com isso, o governo espera garantir o fornecimento de energia com qualidade e confiabilidade, melhorando a eficiência do sistema e a capacidade de autofinanciamento, sem que isso acarrete em um aumento das tarifas dos serviços prestados, devido à implantação de uma maior concorrência do setor.
6- Considerações Finais
As circunstâncias trazidas pela Política Nacional de Recursos Hídricos, conjugadas ao momento de transformação vivido pelo setor elétrico, traduzido pelo ingresso de novos agentes na geração hidrelétrica do país com a conseqüente intervenção em cursos d’água, coloca para o Estado novas dimensões em algumas de suas atribuições enquanto agente responsável pela garantia da qualidade e segurança de obras que, além de estratégicas para o desenvolvimento do país, não podem admitir risco quanto a sua integridade, como é o caso das obras de barramento de um rio.
Assim, não há dúvidas de que a implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos, conforme preconizada na lei, terá reflexos significativos no setor elétrico, exigindo organização, flexibilidade e capacidade de adequação necessárias a bem caracterizar e representar o seu papel no novo contexto, de forma que a incorporação de novos critérios para a tomada de decisão nas metodologias do planejamento da expansão e da operação se verifique sem prejuízo para a política energética nacional.
Neste contexto, cresce em importância e atribuições o papel do agente planejador da expansão do parque gerador de energia elétrica no país, uma vez que ao realizar os estudos de médio e longo prazo, fundamentais para a oferta de oportunidades de investimento na expansão do setor, deverá estar apto a oferecer cenários onde não haja riscos ocultos, sejam de ordem estrutural, operacional ou ambiental. Em outras palavras, cada empreendimento e oportunidade sinalizados deverão estar adequadamente associados aos respectivos custos, considerados todos os aspectos inerentes a empreendimentos desta natureza.
Logo, é necessário que cada empreendimento autorizado, independente da natureza de seu proprietário, seja projetado dentro dos padrões de segurança tradicionalmente praticados pelo setor elétrico, não sendo aceitáveis riscos próprios, irrelevantes quando o que está em jogo vai além do investimento material e alcança a intangibilidade das questões estratégicas e sobretudo da vida humana.
Apesar da predominância da geração hidrelétrica sobre outras fontes alternativas de geração de energia elétrica, característica própria do sistema elétrico brasileiro, a médio prazo, esta situação não deverá ser modificada. A geração de energia elétrica através de centrais térmicas e de novos projetos com fontes alternativas de geração tem aumentado nos últimos anos, favorecida pela atual configuração econômica nacional. Com a entrada maciça do capital privado no setor elétrico, os novos investimentos tendem para a geração térmica devido ao tempo, ao menor período de amortização do capital inicial aplicado, tornando-se fonte atrativa para os investidores. Desta forma cria-se uma polêmica nas perspectivas futuras das fontes energéticas: hídricas, devido à abundância; ou térmica, devido ao retorno do capital a curto prazo.
QUADRO ENERGIA E USO MÚLTIPLO DA ÁGUA.
"É permitido a todos usar de quaisquer águas públicas conformando-se com os regulamentos administrativos"
A afirmação está no Código de Águas (1934, Artigo 36), que reúne a legislação sobre a matéria do Direito das Águas e regulamenta o uso das águas públicas como um direito de todos. Baseando-se neste princípio, o gerenciamento dos recursos hídricos tem se utilizado da implantação de reservatórios como uma importante ferramenta para o atendimento dos usos múltiplos das águas e satisfação das necessidades humanas. No entanto, devido ao alto crescimento da demanda de energia elétrica e da água destinada ao abastecimento público, industrial e agrícola, o uso múltiplo das águas provocou o surgimento de conflitos que envolvem aspectos ambientais e operacionais, independentemente da finalidade principal do reservatório.
Entre os usos conflitantes dos reservatórios, estão o abastecimento de água, a irrigação, a recreação, a regularização de vazão mínima para o controle da poluição, a navegação e a geração de energia hidrelétrica, onde os benefícios se maximizam com o armazenamento de volumes d'água, que garantam vazões e/ou níveis exigidos pelo uso, e o controle de cheias, que beneficia-se com a criação de volumes vazios, objetivando laminar o volume de água afluente.
Estes conflitos seriam de menor importância, se o uso do recurso hídrico fosse mínimo, mas quando ele aproxima-se do máximo, como no caso da geração de energia hidrelétrica, os conflitos de uso podem adquirir grandes proporções (NEMEC, 1986).
Como exemplo pode-se citar o controle de cheias. Quando são projetadas as usinas hidrelétricas, não existe uma ocupação das planícies de inundação e os estudos de enchentes visam apenas a proteção da barragem. Porém, com a implantação dos reservatórios hidrelétricos há o amortecimento de pequenas cheias (de maior freqüência), o que proporciona uma falsa sensação de segurança para as populações ribeirinhas. Além disso, este tipo de empreendimento traz um maior desenvolvimento econômico para região que, aliado à falta de uma política de planejamento de urbanização, resulta numa maior ocupação sócio-econômica da planície de inundação e consequentemente em maiores impactos. Apesar dos reservatórios do sistema hidrelétrico brasileiro terem sido projetados somente para geração de energia elétrica, o Código de Águas (1934) estabelece a harmonização com outros usos, através do artigo 143 onde :
"Em todos os aproveitamentos de energia hidráulica serão satisfeitas exigências acauteladoras dos interesses gerais :
a) da alimentação e das necessidades das populações ribeirinhas;b) da salubridade pública;c) da navegação;d) da irrigação;e ) da proteção contra as inundações;f) da conservação e livre circulação do peixe;g) do escoamento e rejeição das águas.
Por isso, a partir de 1977, após grandes enchentes na bacia do rio Grande, que causaram muitos prejuízos às comunidades, inclusive o rompimento das barragens de Euclides da Cunha e Limoeiro, a área de Planejamento da Operação dos sistemas elétricos interligados brasileiros passou a planejar o controle de cheias. Devido a estas novas vazões de restrição de jusante, o setor elétrico passou a planejar a operação de reservatórios com a alocação de volumes vazios, para controle de cheias, denominados volumes de espera.
Com a aproximação do século XXI, emerge a preocupação mundial no que se refere ao déficit de água que afligirá a terra no início do próximo milênio. Diante do alerta, o aproveitamento dos recursos hídricos assume uma nova abordagem onde não mais prevalecerão as construções de grandes obras hidráulicas, hoje sujeitas a restrições ambientais. A promulgação da lei 9443, de 8 de janeiro de 1997, instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos, e criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos no intuito de melhor utilizar este bem público. Para atender às demandas de água crescentes faz-se necessário otimizar a operação dos aproveitamentos em busca de melhorar a eficiência dos diversos usos, bem como intensificar o uso de fontes alternativas de energia economicamente viáveis.
7- Bibliografia
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FREITAS, M. A. V. e COIMBRA R. M., 1998. Perspectivas da Hidrometeorologia no Brasil. In: Tópicos em Hidrometeorologia no Brasil.
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NEMEC, J.,1986. Hydrological Forecasting. Water Science and Technology Library, Holanda.
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SILVA, ODUVALDO BARROSO DA, 1999. A Política Nacional de Recursos Hídricos e o Setor Elétrico, Rio de Janeiro, RJ.
1- Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL .
cernach@aneel.gov.br
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