Emerging concerns about climate change impacts along with changing preferences for housing options are shaping the debate over growth patterns and sustainability. Climate modeling experts expect Arizona’s Sun Corridor to become hotter, drier, and more prone to extreme weather events. In a region where summer temperatures top 110°, annual precipitation is only 9 to 10 inches, and flood events already can be extreme, adaptation to and mitigation of climate change impacts will be of paramount importance. The response will require significantly changing prevalent land use planning and development patterns in the region.

Los suelos de fideicomisos estatales en el oeste intermontañoso de Estados Unidos podrían cumplir un papel importante en el creciente mercado de energía renovable. El Congreso concedió estos territorios, que cubren 14 millones de hectáreas, a los estados tras su incorporación a la Unión, con el fin de respaldar el sistema educativo y otras instituciones públicas. Los administradores de estos suelos de fideicomisos estatales tratan de encontrar maneras innovadoras y sostenibles de arrendar y vender parcelas para generar ingresos, y la energía renovable podría proporcionar una doble ventaja: suministrar energía limpia y sostenible, y al mismo tiempo generar un flujo de ingresos significativo para el beneficio público.

Los siete estados del oeste intermontañoso (Arizona, Idaho, Colorado, Montana, Nuevo México, Utah y Wyoming — ver figura 1) están usando los suelos de fideicomisos estatales para desarrollar energía renovable, con proyectos de energía eólica, solar, geotérmica y biomasa. Sin embargo, la industria no ha alcanzado todavía su pleno potencial. En 2011, la capacidad instalada de producción de energía renovable en fideicomisos estatales era de solo 360 megavatios, lo cual no es siquiera suficiente para alimentar el 2 por ciento de los hogares de la región. Los US$2 millones de ingresos generados por estas fuentes en suelos de fideicomisos estatales son menos del 1 por ciento de los más de US$1000 millones generados anualmente por otros medios (Berry 2013; WSLCA). La energía eólica es la que está experimentando la mayor actividad; todos los estados del oeste intermontañoso han arrendado suelos de fideicomisos estatales para proyectos eólicos, y todos cuentan con parques eólicos operativos. Si bien Arizona, Nuevo México y Utah han arrendado suelos de fideicomisos estatales para operaciones solares, hay solo una planta de generación en producción en el oeste intermontañoso, en Arizona. Sólo Utah tiene una planta geotérmica en suelos de fideicomisos estatales, y no hay ningún estado en la región que cuente con plantas activas de biomasa en suelos de fideicomisos estatales.

Este artículo se enfocará en tres tipos de energía renovable en tres estados distintos: un parque eólico en Montana, proyectos geotérmicos en Utah y generación de energía solar en Arizona, y en las condiciones, legislación y otros factores que han permitido su explotación exitosa. Estos tres ejemplos demuestran que dichos territorios tienen un potencial desaprovechado en su mayor parte para este mercado naciente de energía sostenible, proporcionan oportunidades de aprendizaje en todos los estados y ayudan a satisfacer la creciente demanda de energía renovable.

Parque eólico Judith Gap, Montana

Judith Gap es el único parque eólico operativo en suelos de fideicomisos en el estado de Montana, parcialmente ubicado también en suelos privados, en el centro-este del estado. Cuenta con 90 turbinas en total, cada una con una capacidad de generación de 1,5 megavatios; 13 de ellas están en suelos de fideicomisos estatales, en el borde delantero del parque eólico, con una capacidad total de 19,5 megavatios. El arancel por megavatio de aproximadamente 2,6 por ciento de los ingresos brutos produce alrededor de US$50.000 por año, según Mike Sullivan, del Departamento de Recursos Naturales y Conservación de Montana (DNRC). En el momento de su construcción, se cobró un único arancel por la instalación de US$20.000 (Rodman 2008).

Bob Quinn, el fundador de una compañía local de desarrollo eólico llamada Windpark Solutions, inició el proyecto en el año 2000, cuando le pro-puso la idea a un pequeño grupo que incluyó a representantes de la empresa de servicios públicos local, del Departamento de Calidad Medioambiental de Montana y del DNRC. Quinn dice que la colaboración cercana entre el emprendedor y el personal de estas entidades estatales fue la clave para ubicar con éxito el proyecto en suelos del fideicomiso estatal. El personal estatal también ayudó a Quinn a navegar por los trámites burocráticos, que incluyeron demoras imprevistas en el proceso de licitación requerido por el estado.

Después de realizar estudios preliminares —con un permiso de un año otorgado por medio de una licencia del uso del suelo del DNRC— los emprendedores deben presentar una solicitud ante el DNRC para proseguir con los proyectos de energía. El estado después hace una solicitud de propuestas. Los candidatos que tienen una licencia del uso del suelo no reciben tratamiento preferencial. Después de haber identificado a un candidato competente, éste tiene que realizar un estudio medioambiental, llegar a un acuerdo de compra de energía con una empresa de servicios públicos y determinar la factibilidad económica de su proyecto antes de firmar un contrato de arriendo con el DNRC. En la actualidad, los aranceles de licencias nuevas para el uso del suelo son generalmente de US$2 por acre (equivalente a 0,40 hectáreas) al año. Los costos de los acuerdos de arriendo para nuevos proyectos eólicos incluyen un arancel de instalación único de US$1.500 a US$2.500 por megavatio de capacidad instalada, y aranceles anuales del 3 por ciento de los ingresos brutos anuales o un mínimo de US$3.000 por cada megavatio de capacidad instalada (Rodman 2008, Billings Gazette 2010).

Estructura de arriendo y aranceles

Cada estado tiene un sistema de arriendo distinto para los proyectos de energía renovable en suelos de fideicomisos estatales, pero todos siguen un patrón similar. El proceso comienza en general con un arriendo de corto plazo para planificación, que permite la realización de estudios meteorológicos y de exploración. A continuación está la fase de construcción, seguida de un arriendo de largo plazo para la producción. Los pagos a la agencia que administra los suelos de fideicomisos estatales incluyen en general un monto por hectárea durante la etapa de planificación, que puede continuar durante la etapa de producción. Hay cargos adicionales por instalación de equipos, como torres meteorológicas, turbinas eólicas, colectores de luz solar, estructuras y alguna otra infraestructura. Durante la etapa de producción, el arancel se basa generalmente en la capacidad instalada o en los ingresos brutos de la planta de generación.

Desde que se completó el parque de Judith Gap en 2005, se han propuesto varios parques eólicos en suelos de fideicomisos estatales en Montana, pero ninguno de ellos ha alcanzado todavía la fase de producción. Entre éstos se incluye el proyecto de energía eólica de Springdale, un parque eólico de 80 megavatios compuesto por 44 turbinas, 8 de las cuales estarían en suelos de fideicomisos estatales. El DNRC también ha arrendado 1.200 hectáreas cerca de Martinsdale a Horizon Wind Energy para un parque eólico de 27 turbinas, de las cuales de 7 a 15 estarían en suelos de fideicomisos estatales. El parque eólico de Martinsdale podría ampliarse en el futuro a 100 turbinas (Montana DNRC).

Para que los suelos de fideicomisos estatales sean más atractivos para estos y otros emprendedores de energía renovable, el DNRC debería simplificar el proceso. Los emprendedores que han trabajado en los suelos de fideicomisos estatales en Montana han citado problemas de demoras, financiamiento, mitigación medioambiental, falta de cooperación de las empresas de servicios públicos y transmisión (Rodman 2008). Según Quinn, Judith Gap tuvo éxito en parte debido a la dedicación y colaboración cercana entre el personal estatal y el emprendedor de energía. En el futuro, el DNRC quizá tenga que asignar personal dedicado a proyectos de energía renovable para ayudar a los emprendedores con este proceso. El DNRC también podría atraer proyectos otorgando a los licenciatarios del uso del suelo un estado preferencial en el proceso de licitación y acelerando dicho proceso. Quinn señala que el sistema podría mejorar si se evaluaran las ofertas de acuerdo a la prestación, en vez de tener en cuenta solamente el precio.

Energía geotérmica, Utah

La energía geotérmica es una fuente potencial de energía constante, al compensar las fluctuaciones de las energías renovables intermitentes como la eólica o solar. No obstante, también es técnicamente compleja y cara — y por tanto inusual en los suelos de fideicomisos estatales del oeste intermontañoso. En la actualidad, Utah es el único estado de la región con plantas geotérmicas activas en suelos de fideicomisos estatales. Por superficie, la geotérmica es la mayor fuente de energía renovable en Utah, con aproximadamente 40.000 hectáreas situadas en suelos de fideicomisos estatales. En la actualidad hay dos plantas de energía geotérmica en producción que generan ingresos de entre US$200.000 y US$300.000 al año. Para los proyectos geotérmicos, la Administración de Suelos de fideicomisos estatales e Institucionales (SITLA), que administra los suelos de fideicomisos estatales en Utah, cobra un 2,25 por ciento de las ventas de electricidad durante los primeros 5 a 10 años y un 3,5 por ciento de ahí en adelante.

La planta de 34 megavatios de PacifiCorp en Blundell, en territorio de propiedad mixta privada, federal y estatal, fue la primera construida en el estado en 1984. Blundell explota una reserva subterránea que se encuentra a 1.000 metros de profundidad, a una temperatura de más de 260° C y una presión de 34 atmósferas (500 psi). Se perfora un pozo para que el agua caliente y de alta presión suba a la superficie e impulse una turbina de vapor. La planta de Blundell tiene dos unidades, una de 23 megavatios, construida en 1984, y otra de 11 megavatios, completada en 2007.

La planta más reciente de Raser en el condado de Beaver ha tenido menos éxito. Raser pensó instalar originalmente una planta de 15 megavatios usando una tecnología modular más moderna producida por United Technologies, dijo John Andrews, subdirector de SITLA. La empresa intentó reducir el costo y el tiempo de desarrollo explorando el recurso geotérmico al mismo tiempo que construía la planta de generación, en vez de perforar primero los pozos geotérmicos y después construir la planta. Desafortunadamente, el recurso geotérmico fue más escaso de lo previsto y no pudo soportar la potencia nominal de 15 megavatios. Con ingresos limitados, Raser no pudo cubrir sus deudas y se declaró en quiebra en 2011. La planta sigue funcionando con una capacidad limitada (Oberbeck 2009).

La experiencia de Raser demuestra que los costos del desarrollo geotérmico siguen siendo desa-lentadores, y que vale la pena analizar previamente en profundidad las características del recurso geotérmico disponible antes de construir las plantas de generación, si bien este paso adicional es costoso y demora tiempo. Los futuros avances tecnológicos pueden ayudar a reducir el costo y el tiempo necesario para el desarrollo geotérmico, pero dado el estado actual de la tecnología, los proyectos geotérmicos exigen todavía importantes inversiones iniciales.

SITLA es la entidad encargada de dar respuesta a los proyectos de desarrollo de energía renovable a medida que se reciben; también puede ofrecer suelos en arriendo mediante solicitud de ofertas o proceso de licitación en pliego cerrado (Rodman 2008). El estado ha hecho un mapa de zonas de energía renovable, pero la tarea de encontrar los lugares y proponer proyectos de energía renovable recae sobre los emprendedores.

Utah también enfrenta otras dificultades para todas las formas de desarrollo de energía renovable en suelos de fideicomisos. Debido a la alta proporción y el patrón de distribución de territorios federales, las agencias nacionales a veces son las que toman la iniciativa en proyectos de desarrollo de energía. Según Andrews, la ausencia de un estándar de cartera de energía renovable (Renewable Portfolio Standard, o RPS) en Utah es otra desventaja, porque las empresas locales de servicios públicos carecen de un mandato estatal para suministrar energía renovable.

Aun sin un RPS, sin embargo, Utah está bien situado geográficamente para exportar energía a otros estados, particularmente a los centros de población en la costa oeste. Aunque la transmisión de energía puede constituir un impedimento en algunas partes del estado, existe en la actualidad capacidad de transmisión entre Utah y el sur de California. Más aún, los emprendedores pueden aprovechar una serie de recursos renovables: eólico, solar y geotérmico. SITLA podría comercializar los suelos de fideicomiso en zonas de energía renovable a emprendedores potenciales, ofreciendo aranceles reducidos para proyectos en dichas zonas.

Desarrollos solares en Arizona

Incluso en Arizona, el estado más soleado de los EE.UU., según el Servicio Meteorológico Nacional, la industria solar enfrenta varios obstáculos en los suelos de fideicomisos estatales. La única planta solar activa en suelos de fideicomisos estatales, la planta solar de Foothills, se inauguró en 160 hectáreas del condado de Yuma en abril de 2013, con la puesta en marcha de 17 megavatios. 18 megavatios adicionales entrarán en operación en diciembre de 2013. Cuando se encuentre plenamente operativa, la planta dará servicio a 9.000 clientes. El contrato de arriendo de 35 años generará US$10 millones para los beneficiarios de los suelos de fideicomisos estatales, y la mayor parte de este dinero se destinará a la educación pública.

El desarrollo lento de la industria solar en de suelos de fideicomisos refleja una tendencia más amplia a nivel nacional. En 2010, sólo el 0,03 por ciento de la energía del país provino de proyectos solares, mientras que el 2,3 por ciento fue generado por el viento (www.eia.gov). Los proyectos solares en general exigen el uso exclusivo de un sitio, lo cual genera una desventaja más grande aún en los suelos de fideicomisos estatales, donde ya hay muchas otras hectáreas arrendadas para agricul-tura, pastoreo o producción de petróleo y gas. Los proyectos eólicos, en contraste, pueden coexistir con otros usos del suelo. Los proyectos solares también requieren mucha superficie, hasta 5 hectáreas por megavatio (Culp y Gibbons 2010), mientras que las plantas eólicas tienen una huella relativamente pequeña. Y, aun cuando los precios están cayendo, las plantas de generación solar pueden ser muy caras.

A pesar de estas desventajas, hay siempre maneras en que se puede adaptar el desarrollo solar a los suelos de fideicomisos estatales. Para empezar, estos territorios no pagan impuestos ni tienen deudas; como no tienen la misma carga financiera que los propietarios privados, las agencias que administran los suelos de fideicomisos tienen una ventaja para ubicar y mantener proyectos de energía renovable. Algunos emprendedores solares encuentran atractivos los suelos de fideicomisos estatales porque permiten la utilización de grandes superficies por parte de un solo propietario. La generación solar también se adapta bien a sitios que sufrieron perturbaciones previamente, como viejos rellenos sanitarios y áreas agrícolas abandonadas, que pueden incluir los suelos de fideicomisos. Cerca de las zonas urbanas, los suelos de fideicomisos estatales que están en reserva para emprendimientos futuros se podrían usar en el ínterin para generación solar; cuando los contratos de arriendo venzan, el suelo se podría usar para emprendimientos urbanos (Culp y Gibbons 2010).

Un estándar de energía renovable estatal e incentivos tributarios también podrían alentar el desarrollo solar. Algunos estados ofrecen créditos tributarios de hasta el 25 por ciento para inversiones, exenciones del impuesto sobre la propiedad, y contratos de compra con términos estándar para energía solar, garantizando un mercado a largo plazo para la generación solar.

El Departamento de Suelos Estatales de Arizona (ASLD), uno de los terratenientes más grandes del estado, con varias parcelas consolidadas de gran tamaño, se podría posicionar como socio atractivo para la industria de energía renovable (Wadsack 2009). El ASLD está dando pasos en la dirección correcta, desarrollando un sistema de mapas de energía renovable con SIG a fin de analizar la adecuación general de los suelos de fideicomisos estatales de energía renovable para la producción solar, evitando al mismo tiempo las áreas de hábitat de vida silvestre y de preservación del desierto, y reduciendo la distancia a caminos, líneas de transmisión y centros de demanda. Pero tiene que seguir avanzando y comercializar las áreas más adecuadas para energía renovable (Culp y Gibbons 2010) y facilitar el proceso a los emprendedores, que pueden desalentarse a causa de las complejas estructuras de arriendo, los requisitos de subasta pública y las exigencias de análisis medioambiental y cultural (Wadsack 2009). Cuanta más capacidad pueda construir el Departamento para ayudar a los emprendedores en este proceso, más podría florecer la industria de energía renovable en los suelos de fideicomisos estatales. Por ejemplo, el departamento podría ofrecer contratos de arriendo de largo plazo, acelerar la venta de suelos y desarrollar un sistema de arriendo de costo reducido con participación en los ingresos, diseñado específicamente para el desarrollo de energía renovable.

Recomendaciones generales para Montana, Utah y Arizona

El arriendo para energía renovable en los suelos de fideicomisos estatales es complicado. Cada estado posee un conjunto singular de circunstancias políticas, medioambientales y económicas que hace difícil establecer un método óptimo para todos. No obstante, los logros, problemas y soluciones detalladas en los ejemplos anteriores brindan algunas recomendaciones generales para alcanzar el éxito.

A nivel de la agencia que administra el fideicomiso de suelos estatales:

• Comercializar en forma activa los sitios adecuados a los emprendedores. En algunos estados, como Arizona y Utah, las agencias de administración de los suelos de fideicomisos estatales están creando inventarios de las áreas más adecuadas para el desarrollo de energía renovable en suelos estatales. Otros estados podrían seguir este modelo (BLM 2011, Berry et al 2009), comercializar estas parcelas y ofrecer incentivos para el desarrollo, ya sea como parte del pro-ceso de arriendo o por medio de incentivos tributarios (Culp y Gibbons 2010).
• Reducir el riesgo a los emprendedores otorgándoles derechos exclusivos en la etapa temprana de descubrimiento o dando prioridad a aquellos que han efectuado la evaluación inicial del sitio en el proceso de licitación o subasta.
• Fomentar la colaboración cercana entre el emprendedor y los administradores de suelos de fideicomisos, educando al personal en temas de energía renovable para guiar a los emprendedores en el proceso de otorgamiento de permisos, financiamiento y colaboración con las agencias federales.
• Derribar silos y colaborar con otros propietarios y agencias de administración de suelos para acelerar el proceso de otorgamiento de permisos y mejorar la coordinación entre las diversas agencias a nivel local, estatal y federal.

A nivel estatal:

• Agilizar los requisitos medioambientales. La Ley Nacional de Política Medioambiental (NEPA) exige un análisis pormenorizado de impacto medioambiental para proyectos que se desarrollan en suelos federales. Montana y otros estados requieren análisis adicionales y separados para desarrollos en los suelos estatales, mientras que otros estados agilizan los requisitos permitiendo que los análisis de NEPA se usen para cumplir también con las obliga-ciones estatales en proyectos que abarcan tanto jurisdicciones federales como estatales. Esta estrategia agilizada puede ser más atractiva para los emprendedores de energía, sin dejar de proteger en forma efectiva los recursos medioambientales.
• Adoptar o aumentar los estándares de cartera de energía renovable (RPS). En el oeste intermontañoso, Arizona, Colorado, Montana y Nuevo México han instituido políticas de RPS, mientras que Utah sólo tiene un objetivo de energía renovable. Los administradores de suelos de fideicomisos en Utah y Idaho citaron la falta de estándares de carteras de energía renovable como un impedimento para la industria de energía renovable en sus estados. A lo largo de la región las metas de RPS varían del 15 al 30 por ciento de energía renovable. Los estados con metas más bajas podrían considerar la posibilidad de adoptar políticas de RPS más efectivas para fomentar el desarrollo de la energía renovable.
• Ofrecer políticas tributarias que estimulen el desarrollo renovable, incluyendo incentivos al pago de impuestos sobre la propiedad, in-centivos en el impuesto a las ventas o créditos tributarios. Cada estado podría adoptar ya sea políticas adicionales de incentivo tributario o aumentar los incentivos existentes para fomentar más aún el desarrollo de energía renovable.

Las políticas federales cumplen también un papel importante. En particular, los créditos tributarios a la producción han estimulado el desarrollo de energía renovable en las últimas décadas. Del mismo modo los créditos tributarios federales a la inversión en energía renovable, que proporcionan a los emprendedores un crédito tributario durante las fases de planificación y construcción, han ayudado al crecimiento de la industria de energía renovable en los últimos, aun cuando la economía nacional estaba en recesión. Finalmente, se han presentado varias propuestas para un estándar federal de cartera de energía renovable, si bien los investigadores no se ponen de acuerdo sobre si este tipo de política podría interferir con las políticas de RPS a nivel estatal, que han demostrado ser extremadamente efectivas.

La energía renovable ofrece a los administra-dores de suelos de fideicomisos estatales una oportunidad para diversificar sus ingresos y beneficiar el bien común. En su mayoría, los proyectos eólicos y de transmisión se pueden ubicar en terrenos que ya se han arrendado para pastoreo, agricultura, petróleo y gas. Los proyectos solares podrían tener su mayor potencial en áreas previamente alteradas o en zonas con escaso valor alternativo. Donde haya recursos geotérmicos disponibles, se podrá generar energía en forma constante para compensar las fuentes de energía intermitentes, como el viento y el sol. Los avances técnicos podrían ayudar a reducir los precios de la energía renovable, sobre todo la energía solar, geotérmica y de biomasa. A medida que nuestras demandas de energía van creciendo, los suelos de fideicomisos estatales están en condiciones de desempeñar un papel importante en el crecimiento de la industria de energía renovable.

Este artículo fue adaptado del documento de trabajo del Instituto Lincoln “Leasing Renewable Energy on State Trust Lands” (Arriendo de energía renovable en suelos de fideicomisos estatales), disponible en línea en: www.lincolninst.edu/pubs/dl/2192_1518_Berry_WP12AB1.pdf.

Sobre el autor

Alison Berry es la especialista de energía y economía en el Sonoran Institute, donde su trabajo se concentra en temas del uso del suelo en el cambiante Oeste de los EE.UU. Tiene una licenciatura en Biología por la Universidad de Vermont y una maestría en Silvicultura por la Universidad de Montana. Sus artículos han sido publicados en el Wall Street Journal, el Journal of Forestry, y el Western Journal of Applied Forestry, entre otras publicaciones. Contacto: aberry@sonoraninstitute.org.

Recursos

Berry, Jason, David Hurlbut, Richard Simon, Joseph Moore y Robert Blackett. 2009. Utah Renewable Energy Zones Task Force Phase I Report. http://www.energy.utah.gov/renewable_energy/docs/mp-09-1low.pdf.

Billings Gazette. 2010. Wind farm developers eye school trust land. April 22. http://billingsgazette.com/news/state-and-regional/montana/article_14bfb038-4e0a-11df-bc99-001cc4c002e0.html.

Bureau of Land Management. 2011. Restoration Design Energy Project. http://www.blm.gov/az/st/en/prog/energy/arra_solar.html.

Culp, Peter y Jocelyn Gibbons. 2010. Strategies for Renewable Energy Projects on Arizona’s State Trust Lands. Lincoln Institute of Land Policy Working Paper WP11PC2. https://www.lincolninst.edu/pubs/dl/1984_1306_CulpGibbon%20Final.pdf.

Montana Department of Natural Resources. 2011. Montana’s Trust Lands. Presented at the Western States Land Commissioners Association annual meeting. Online: http://www.glo.texas.gov/wslca/pdf/state-reports-2011/wslca-presentation-mt-2011.pdf accessed November 23, 2011.

Oberbeck, Steven. 2009. Utah geothermal plant runs into cold-water problems. Salt Lake Tribune. September 17. And Bathon, Michael. 2011. Utah’s Raser Technologies files Chapter 11. Salt Lake Tribune. May 2.

Rodman, Nancy Welch. 2008. Wind, wave/tidal, and in-river flow energy: A review of the decision framework of state land management agencies. Prepared for the Western States Land Commissioners Association. http://www.glo.texas.gov/wslca/pdf/wind_wave_tidal_river.pdf.

Wadsack, Karin. 2009 Arizona Wind Development Status Report. Arizona Corporation Commission.

Accumulating evidence indicates that increasing concentrations of greenhouse gases, primarily carbon dioxide, are raising average temperatures, acidifying and raising the level of oceans, and accelerating natural rates of carbon dioxide emissions. Uncertainties abound, but the carbon dioxide concentration in the earth’s atmosphere has risen by 31 percent since 1850 and now exceeds levels experienced over the past 420,000 years. Recent estimates from North America (for 2003) indicate that its anthropogenic carbon dioxide emissions (mainly from burning fossil fuels) were about 1856 million metric tons per year, or about a quarter of all such global emissions.

State trust lands in the Intermountain West could play an important role in the growing market for renewable energy. Congress granted these territories, covering 35 million acres, to states upon their entry to the Union, to support schools and other public institutions. As managers of these state trust lands search for innovative and sustainable ways to lease and sell parcels to generate income, renewables could prove to be a double boon—by supplying clean, sustainable power and providing a strong revenue stream for the public benefit.

All seven states in the Intermountain West—Arizona, Idaho, Colorado, Montana, New Mexico, Utah, and Wyoming (figure 1)—are using state trust lands to develop renewables, including wind, solar, geothermal, and biomass projects. Yet the industry has not flourished to its full potential. In 2011, the installed renewable energy production capacity on state trust lands was only 360 megawatts—not enough to power 2 percent of the homes in the region. The $2 million in revenue generated by these sources on state trust lands amounts to less than 1 percent of the $1 billion-plus generated there annually by other means (Berry 2013; WSLCA). Wind energy is experiencing the most activity by far; all the Intermountain West states have leased state trust lands for wind projects, and all have operational wind farms. Although Arizona, New Mexico, and Utah have leased state trust lands for solar operations, only one generation facility is in production on state trust lands in the Intermountain West, in Arizona. Only Utah has a geothermal plant on state trust land, and no states in this region have active biomass facilities on trust lands.

This article will focus on three types of renewable energy production in three states—a wind farm in Montana, geothermal projects in Utah, and solar generation in Arizona—and the conditions, legislation, and other factors that led to successful operations. All three examples demonstrate that these territories offer a largely untapped bounty for this burgeoning, sustainable market; provide learning opportunities across state lines; and help meet growing demand for renewable energy.

Judith Gap Wind Farm, Montana

Judith Gap is Montana’s only operational wind farm on state trust land, straddling private land as well, in the central-eastern part of the state. It has 90 turbines total, each with a capacity of 1.5 megawatts; 13 are on state trust lands, on the leading edge of the wind farm, with a total capacity of 19.5 megawatts. The per-megawatt fee of approximately 2.6 percent of gross receipts brings in about $50,000 per year according to Mike Sullivan of the Montana Department of Natural Resources and Conservation (DNRC). At the time of construction, there was a one-time installation fee of $20,000 (Rodman 2008).

Bob Quinn, founder of a local wind development company called Windpark Solutions, initiated the project in 2000, when he proposed the idea to a small group including representatives from the local utility, the Montana Department of Environmental Quality, and the DNRC. Quinn says that close collaboration between the developer and personnel in these state agencies was key to successfully siting the project on state trust land. State staff also helped Quinn navigate other difficult challenges including unanticipated delays in the request for proposals (RFP) process required by the state.

After conducting preliminary studies—allowed for one year through a land use license from the DNRC—developers must apply to the DNRC in order to proceed with energy projects. The state then issues a request for proposals (RFP). Applicants with a land use license do not receive preferential treatment. After a successful applicant is identified, the developer must conduct environmental analyses, secure a power purchase agreement with a utility, and determine economic feasibility before signing a lease with the DNRC. Currently, fees for new land use licenses are generally $2 per acre per year. Lease agreement costs for new wind projects include a one-time installation charge of $1,500 to $2,500 per megawatt of installed capacity, and annual fees of 3 percent of gross annual revenues or $3,000 for each megawatt of installed capacity, whichever is greater (Rodman 2008, Billings Gazette 2010).

Lease and Fee Structures

Every state has different leasing systems for renewable energy projects on state trust lands, but they all follow a similar pattern. The process usually starts with a short-term planning lease that allows for exploration and meteorological studies. The construction phase is next, followed by a longer-term production lease. Payments to the trust land management agency usually include a per-acre rent during the planning phase, which may continue into the production phase. There are additional installation charges for equipment, including meteorological towers, wind turbines, solar collectors, structures, and other infrastructure. During the production phase, the fee is typically based either on the installed capacity or the gross revenues of the generation facility.

Since Judith Gap was completed in 2005, several wind farms have proposed development on state trust lands in Montana, but none have reached the production phase. These include the Springdale Wind Energy project—an 80-megawatt wind farm consisting of 44 turbines, 8 of which would be on state trust lands. The DNRC has also leased 3,000 acres near Martinsdale to Horizon Wind Energy for a wind farm with 27 turbines, 7 to 15 of which would be on state trust lands. The Martinsdale wind farm could expand to 100 turbines in the future (MT DNRC).

In order to make state trust lands more attractive to these and other renewable energy developers, the DNRC would benefit from a more streamlined process. Developers working on state trust lands in Montana have cited struggles with timing, financing, environmental mitigation, cooperation from power buyers, and transmission (Rodman 2008). According to Quinn, Judith Gap succeeded in part due to dedication and close collaboration between agency personnel and the energy developer. In the future, the DNRC may need to assign personnel to renewable energy projects in order to guide developers through the process. The DNRC could also attract projects by granting land use license holders preferential status in the RFP process and by opening up bidding faster. Quinn notes that evaluating bids according to performance rather than price alone would improve the system.

Geothermal Energy, Utah

Geothermal energy is a potentially constant power source, offsetting fluctuations from intermittent renewables such as wind and solar. However, it’s also technically complex and expensive—and thus rare on state trust lands in the Intermountain West. Utah is currently the only state in the region with active geothermal facilities on state trust land. Measured by land area, geothermal is Utah’s largest renewable energy supply, with approximately 100,000 acres leased on state trust lands. There are currently two geothermal energy plants in production, generating revenue of $200,000 to $300,000 per year. For geothermal projects, the State and Institutional Trust Lands Administration (SITLA), which manages state trust lands in Utah, charges 2.25 percent of electricity sales for the first 5 or 10 years, and 3.5 percent thereafter.

PacifiCorp’s 34-megawatt Blundell plant, on a mix of federal, state, and private territory, was the state’s first, built in 1984. Blundell taps into an underground reservoir that is 3,000 feet deep, more than 500° F, and pressurized at 500 pounds per square inch. A well brings the hot, high-pressure water to the surface, where it powers a steam turbine. The Blundell plant has two units, a 23-megawatt unit built in 1984 and an 11-megawatt unit completed in 2007.

The newer Raser plant in Beaver County has been less successful. Raser originally planned to build a 15-megawatt operation using a new, modular technology produced by United Technologies, says John Andrews, SITLA associate director. The company aimed to cut costs and development time by exploring the geothermal resource while constructing the generation facility—instead of fully developing geothermal wells first, then building the power plant later. Unfortunately, the geothermal resource fell short of expectations and could not support a 15-megawatt operation. With limited income, Raser could not cover debts and declared bankruptcy in 2011. The plant continues to run at limited capacity (Oberbeck 2009).

The experience at Raser shows that the costs of geothermal development continue to be daunting and that it’s worthwhile to fully characterize the available geothermal resource prior to constructing generation facilities, although that additional step is costly and time-consuming. Future technological advances may help to cut the costs and time required for geothermal development, but, given the current state of technology, geothermal projects still require significant upfront outlays.

For renewable energy development, SITLA responds to applications as they are received; they can also offer lands through a request for proposals or a competitive sealed bid process (Rodman 2008). The state has mapped renewable energy zones, but the task of finding locations and proposing renewable energy projects devolves to developers.

Utah faces other challenges to all forms of renewable energy development on trust lands. Because of the high proportion and pattern of federally owned territory, national agencies sometimes take the lead on energy development projects. According to Andrews, the absence of an RPS in Utah is another drawback, leaving local utilities without a state mandate to supply renewable energy.

Even without an RPS, however, Utah is geographically well-positioned to export energy to other states—particularly to population centers on the west coast. Although transmission can be a barrier in some parts of the state, transmission capacity is available between Utah and southern California. What’s more, developers can tap an array of renewable resources—wind, solar, and geothermal. SITLA would benefit from marketing trust lands within renewable energy zones to potential developers and by offering reduced rates for renewable energy projects within these areas.

Solar Developments in Arizona

Even in Arizona—the sunniest state in the U.S., according to the National Weather Service—the solar industry faces several obstacles on state trust lands. The only active solar facility on state trust lands, the Foothills Solar Plant opened on 400 acres in Yuma County in April 2013, when the first 17 megawatts came online. An additional 18 megawatts are scheduled to go online in December 2013. Once it’s fully operational, the facility will serve 9,000 customers. The 35-year lease will generate $10 million for state trust lands beneficiaries, and most of that money will fund public education.

The slow development of the solar industry on trust lands mirrors a larger trend seen nationwide. In 2010, only 0.03 percent of the nation’s energy came from solar projects, while 2.3 percent came from wind (www.eia.gov). Solar projects usually require exclusive use of a site—putting them at an even greater disadvantage on state trust lands, where many acres are already leased for agriculture, grazing, or oil and gas production. Wind projects, by contrast, can co-exist with other land uses. Solar projects also require large tracts—as many as 12 acres per megawatt (Culp and Gibbons 2010)—whereas wind facilities have a relatively small footprint. And, although prices are dropping, solar generation facilities can be very expensive.

Despite these drawbacks, there are ways in which solar development is well-suited to state trust lands. For starters, these territories are untaxed and owned free and clear; unburdened by the carrying costs that private owners might have, state trust land management agencies have an advantage for holding and maintaining renewable energy projects. Some solar developers have found state trust land attractive because they can work with one owner for very large tracts. Solar generation is also well-suited to previously disturbed sites, such as old landfills and abandoned agricultural areas, which may include trust lands. Near urban areas, state trust lands slated for future development could be used for solar generation in the interim; after the solar leases expire, the grounds could be developed for urban uses (Culp and Gibbons 2010).

State-level RPS and tax incentives could also encourage solar development. Some states provide up to 25 percent investment tax credits, property tax exemptions, and standard-offer contracts on solar, guaranteeing a long-term market for solar output.

As one of the largest landowners in the state, with several large, consolidated parcels, the Arizona State Land Department (ASLD) would do well to position itself as an attractive partner for the renewable energy industry (Wadsack 2009). The ASLD is taking steps in the right direction by developing a GIS-based renewable energy mapping system to analyze state trust lands for general suitability for solar production, based on avoiding critical wildlife habitat and wilderness areas, and minimizing distance to roads, transmission, and load. But it must follow up and market the most suitable areas for renewables (Culp and Gibbons 2010) and facilitate the process for developers, who can be deterred by complex leasing structures, requirements for public auctions, and required environmental and cultural analyses (Wadsack 2009). The more the agency can build capacity to help developers through this process, the more the renewable energy industry might flourish on state trust lands. For example, the department could offer long-term leases, expedite land sales, or develop a reduced-cost, revenue-sharing lease system specifically tailored for renewable energy development.

General Recommendations for Montana, Utah, and Arizona

Leasing renewable energy on state trust lands is complicated. Each state has a unique set of political, environmental, and economic circumstances that makes it difficult to determine any one best method for all. However, the accomplishments, problems, and solutions detailed in the examples above provide some general recommendations for success.

At the state land trust agency level:

• Proactively market suitable sites to developers. State trust land management agencies in some states, including Arizona and Utah, are creating inventories of the most suitable areas for renewable energy development on state lands. Other states could follow this model (BLM 2011, Berry et al 2009), market these parcels, and offer incentives for development, either as a part of the leasing process or through tax incentives (Culp and Gibbons 2010).
• Reduce risks to developers by granting them exclusive rights early in the discovery phase or prioritizing those who have conducted initial site assessments in the bidding or auctioning process.
• Foster close collaboration between the developer and trust land managers by educating staff on renewable energy issues in order to guide developers through the process of permitting, financing, and working with federal agencies.
• Break down silos and collaborate with other landowners and land management agencies to streamline permitting and coordination between various agencies at the local, state, and federal level.

At the state level:

• Streamline environmental requirements. The National Environmental Policy Act (NEPA) requires a thorough analysis of environmental impacts for projects on federal lands. Montana and other states require additional, separate analyses for developments on states lands, while others streamline their requirements by allowing federal NEPA analyses to meet state obligations for projects on both federal and state jurisdictions. This streamlined approach can be more attractive to energy developers, while still effectively protecting environmental resources.
• Adopt or increase renewable portfolio standards. In the Intermountain West, Arizona, Colorado, Montana, and New Mexico have enacted RPS policies, whereas Utah has only a renewable energy goal. Trust land managers in Utah and Idaho sited the lack of a renewable portfolio standard as an impediment to the renewable energy industry in their states. Within the region, states’ RPS targets range from 15 percent renewable energy up to 30 percent. Those states with lower targets could reasonably consider strengthening their RPS policies to encourage more renewable energy development.
• Offer tax policies that encourage renewable development, including property tax incentives, sales tax incentives, or tax credits. Each state could either adopt additional tax incentive policies, or increase existing incentives to better encourage renewable energy development.

Federal policies play a considerable role as well. Production tax credits in particular have spurred U.S. renewable energy deployment in recent decades. Likewise, federal investment tax credits for renewable energy—which provide developers with a tax credit during the planning and construction phases—have helped the renewable energy industry grow in recent years, even when the national economy was in recession. Finally, there have been several proposals for a federal-level renewable portfolio standard, although researchers disagree whether this type of policy would interfere with existing state-level RPS policies, which have proven extremely effective.

Renewable energy offers state trust land managers an opportunity to diversify their revenue stream to benefit the public good. For the most part, wind and transmission projects can be co-located with pre-existing leases for grazing, agriculture, oil, and gas. Solar projects could have great potential in previously disturbed sites or areas with little other value. Where geothermal resources are available, they offer consistent power that can offset intermittent sources like wind or solar. Technological advances could help bring down prices for renewables, particularly solar, geothermal, and biomass. As our energy demands grow, state trust lands are poised to play an important role in the growing renewable energy industry.

This article was adapted from the Lincoln Institute working paper, “Leasing Renewable Energy on State Trust Lands,” available online here: http://www.lincolninst.edu/pubs/dl/2192_1518_Berry_WP12AB1.pdf.

About the Author

Alison Berry is the energy and economics specialist at the Sonoran Institute, where her work focuses on land use issues in a changing West. She holds a bachelor’s degree in biology from the University of Vermont and a master’s degree in forestry from the University of Montana. Her work has been published in the Wall Street Journal, the Journal of Forestry, and the Western Journal of Applied Forestry, among other publications. Contact: aberry@sonoraninstitute.org.

Resources

Berry, Jason, David Hurlbut, Richard Simon, Joseph Moore, and Robert Blackett. 2009. Utah Renewable Energy Zones Task Force Phase I Report. http://www.energy.utah.gov/renewable_energy/docs/mp-09-1low.pdf.

Billings Gazette. 2010. Wind farm developers eye school trust land. April 22. http://billingsgazette.com/news/state-and-regional/montana/article_14bfb038-4e0a-11df-bc99-001cc4c002e0.html.

Bureau of Land Management. 2011. Restoration Design Energy Project. http://www.blm.gov/az/st/en/prog/energy/arra_solar.html.

Culp, Peter, and Jocelyn Gibbons. 2010. Strategies for Renewable Energy Projects on Arizona’s State Trust Lands. Lincoln Institute of Land Policy Working Paper WP11PC2. https://www.lincolninst.edu/pubs/dl/1984_1306_CulpGibbon%20Final.pdf.

Montana Department of Natural Resources. 2011. Montana’s Trust Lands. Presented at the Western States Land Commissioners Association annual meeting. Online: http://www.glo.texas.gov/wslca/pdf/state-reports-2011/wslca-presentation-mt-2011.pdf accessed November 23, 2011.

Oberbeck, Steven. 2009. Utah geothermal plant runs into cold-water problems. Salt Lake Tribune. September 17. And Bathon, Michael. 2011. Utah’s Raser Technologies files Chapter 11. Salt Lake Tribune. May 2.

Rodman, Nancy Welch. 2008. Wind, wave/tidal, and in-river flow energy: A review of the decision framework of state land management agencies. Prepared for the Western States Land Commissioners Association. http://www.glo.texas.gov/wslca/pdf/wind_wave_tidal_river.pdf.

Wadsack, Karin. 2009 Arizona Wind Development Status Report. Arizona Corporation Commission.

Like many schoolchildren, I learned that years ago a squirrel could cross the country from the Atlantic to the Pacific Ocean never touching the ground, using our magnificent forests as an aerial highway. After massive clearing and development for agriculture, cities, and roads, those forests are now a tattered patchwork, and are nonexistent in many places. More than a squirrel’s dilemma, though, the loss and altering of America’s forests have created both an enormous challenge to climate health and an opportunity for climate policy and action.

Amedida que las ciudades costeras continúan enfrentando las amenazas de un clima cada vez más volátil, las marejadas y el ascenso del nivel del mar, todas las cuales están relacionadas con el cambio climático y pueden llegar a ser muy costosas, desarrollar un mayor nivel de resiliencia se está convirtiendo en una prioridad principal de planificación. Sin embargo, la resiliencia posee varias dimensiones: no sólo significa construir cosas tales como compuertas contra inundaciones y estructuras más sólidas, sino también conservar libres de desarrollos sistemas naturales como los pantanos, y, en muchos casos, tomar la decisión de no construir nuevamente en los lugares más vulnerables. Y aquí yace un problema complejo y en continua evolución que afecta los derechos de propiedad privada.

Al menos desde los albores del siglo XX, la Corte Suprema ha estado lidiando con una pregunta básica: ¿cuándo la regulación del uso del suelo constituye una expropiación que requiere pagar una compensación a los propietarios, según la 5º enmienda de la Constitución de los EE.UU. (“…la propiedad privada no podrá ser objeto de expropiación para uso público sin la debida compensación”)? Desde los casos Pennsylvania Coal contra Mahon, 260 U.S. 393 (1922) y Euclid contra Amber Realty, 272 U.S. 365 (1926), la esencia de los fallos ha sido que el gobierno posee una libertad de acción considerable a la hora de ejercer su facultad de regular el uso del suelo. En el caso Kelo contra City of New London, 545 U.S. 469 (2005), el tribunal supremo afirmó la facultad que posee el estado de utilizar la expropiación a los fines del desarrollo económico en el siglo XXI.

No obstante, en junio de 2013, una decisión en cuanto a un proyecto de desarrollo en Florida pareció indicar un cambio sutil en otro sentido. En el caso Koontz contra St. Johns River Water Management District, los jueces fallaron 5 a 4 que el gobierno presentaba un celo excesivo al imponer requisitos de mitigación a los desarrolladores como condición para obtener permisos de construcción. Coy Koontz, padre, cuya intención había sido construir un pequeño centro comercial en su propiedad, objetó las demandas de un distrito de administración del agua de Florida, según las cuales debía pagar por la restauración de los pantanos que se encontraban fuera del sitio con el fin de compensar por el daño ambiental causado por la construcción. Koontz citó dos casos, Nollan contra California Coastal Commission, 483 U.S. 825 (1987) y Dolan contra City of Tigard, 512 U.S. 374 (1994), con el fin de sustentar su aseveración de que los requisitos constituían una expropiación por exceder una “proporción aproximada” entre dichos requisitos y los alcances de los daños causados por el desarrollo. En el año 2011, la Corte Suprema de Florida rechazó el argumento de Koontz, pero en junio de este año el tribunal supremo falló que los requisitos de mitigación impuestos al constructor eran excesivos.

Este fallo alarmó a algunos ambientalistas y grupos, como la American Planning Association, quienes temieron que se establecieran nuevos límites a la facultad del gobierno de controlar el desarrollo e imponer requisitos para restaurar y conservar áreas naturales. Este motivo de preocupación se extendió hacia las regiones metropolitanas costeras que se estaban preparando para los impactos del cambio climático; un ejemplo de esto es la Ciudad de Nueva York que, en el mes de mayo, propuso un plan modelo de 20 mil millones de dólares consistente en una combinación de estrategias para vivir con el agua y mantenerla alejada. Los expertos en derechos de propiedad especularon que los desarrolladores podrían citar el caso Koontz como justificación para negarse a pagar un fondo para dichas iniciativas.

A un nivel más amplio, la pregunta permanece en pie: después de una situación como la del huracán Sandy, ¿tiene el gobierno derecho de prohibir la recon-strucción o de modificar las regulaciones con el fin de evitar nuevas construcciones? La respuesta legal es, básicamente, “sí”, según Jerold Kayden, abogado y profesor en la Facultad de Diseño de la Universidad de Harvard, quien participó en el Foro de periodistas sobre el suelo y el entorno construido llevado a cabo por el Instituto Lincoln el pasado abril.

Especialmente a raíz de la mayor disponibilidad de datos sobre el ascenso del nivel del mar y las marejadas que se tiene hoy en día, el gobierno tiene el derecho legal de evitar que los propietarios construyan en lotes vacantes expuestos a las inundaciones y al ascenso del nivel del mar o que reconstruyan una vivienda que fue destruida. Sin embargo, según Kayden, “desde el punto de vista político, esta es otra historia”.

Nueva York y Nueva Jersey representaron dos enfoques muy diferentes en cuanto a la reconstrucción que tuvo lugar con posterioridad al huracán Sandy. El gobernador de Nueva York, Andrew Cuomo, y el alcalde de la Ciudad de Nueva York, Michael Bloomberg, abogaron por una serie de normas destinadas tanto a la reconstrucción como a una “retirada estratégica”, mientras que el gobernador de Nueva Jersey, Chris Christie, se enfocó en la asignación de fondos destinados a los residentes para que éstos pudieran reconstruir en las parcelas afectadas por la tormenta, aun cuando dichas propiedades permanecieran dentro de la zona de riesgo.

Por otro lado, la ciudad de Boston ha comenzado a requerir a los desarrolladores de zonas costeras que se preparen ante la posibilidad de ascensos del nivel del mar y marejadas, mediante la reubicación de las maquinarias que guardan en los sótanos a pisos más elevados, entre otros requisitos. A medida que el caso Koontz despeja el camino hacia un escrutinio más rígido de las medidas impuestas por el gobierno municipal como condición para la construcción, los desarrolladores podrían demandar al gobierno por estos costosos requisitos relacionados con el clima, argumentando que dichos requisitos son demasiado onerosos y podrían constituir una expropiación reguladora.

Aunque las demandas por derechos de propiedad relacionadas con la reconstrucción y las restricciones sobre nuevas construcciones en áreas costeras indudablemente continuarán proliferando, Pratap Talwar, director de Thompson Design Group, presentó una alternativa para la planificación a largo plazo que podría evitar que surgieran dichos conflictos. Talwar detalló ante un grupo de periodistas el caso de estudio de Long Branch, Nueva Jersey, una ciudad que, hace varios años, se replanteó su proceso de planificación con el fin de incluir normas más rígidas y a la vez un proceso más rápido para el desarrollo que estuviera de acuerdo con las pautas. Según Talwar, Long Branch fue la única milla de la costa de Nueva Jersey que soportó las inclemencias del huracán Sandy de forma relativamente intacta.

Foro de periodistas sobre el suelo y el entorno construido: La ciudad resiliente

Treinta y cinco escritores y editores de primera línea que cubren noticias sobre problemas urbanos asistieron al 6º Foro de Periodistas sobre el Suelo y el Entorno Construido, llevado a cabo el 20 de abril de 2013 en el Lincoln House. El tema del foro fue “La ciudad resiliente” y abarcó desde los municipios costeros que se preparan para el ascenso del nivel del mar y las marejadas hasta las ciudades tradicionales que intentan evolucionar a pesar de la reducción de sus poblaciones y de su actividad comercial.

Kai-Uwe Bergmann, director de Bjarke Ingels Group, abrió el foro dando un panorama general sobre las innovaciones en diseño urbano que maximizan la eficiencia en el suelo, la vivienda y los proyectos de infraestructura de gran envergadura. Johanna Greenbaum, de Kushner Companies, quien ayudó a poner en funcionamiento la iniciativa de microviviendas del alcalde de la Ciudad de Nueva York, Michael Bloomberg, dio detalles sobre dicho proyecto y otros de similares características en diferentes lugares del país destinados a personas solteras y parejas que pueden vivir en espacios de 28 metros cuadrados.

Alan Mallach, coautor del informe sobre enfoque en políticas de suelo del Instituto Lincoln titulado Regeneración de las ciudades históricas de los Estados Unidos, observó señales de resurgimiento en lugares tales como el Central West End (St. Louis) o el barrio Over-the-Rhine (Cincinnati), a la vez que reconoció los desafíos que en-frentan Camden, Nueva Jersey, Flint y Detroit, Michigan y Youngstown, Ohio. Antoine Belaieff, director de innovaciones en MetroLinx, dio detalles sobre el uso de las redes sociales para obtener la opinión de los ciudadanos con respecto a una inversión de 16 mil millones de dólares en infraestructura de transporte resiliente dentro del área de Toronto.

John Macomber, de la Facultad de Negocios de la Universidad de Harvard, dirigió una sesión sobre la ciudad global, en la que reconoció que existen cientos de millones de personas que continúan migrando de áreas rurales a urbanas, lo que requiere una planificación a gran escala para la infraestructura. Martim Smolka, director del Programa para América Latina y el Caribe del Instituto Lincoln, lamentó los desplazamientos generalizados que están teniendo lugar a causa de los preparativos para la Copa Mundial de fútbol y los Juegos Olímpicos que se disputarán en Río de Janeiro. Bing Wang, de la Facultad de Diseño de Harvard, observó que 11 ciudades en China tienen una población de más de 10 millones de habitantes y, aún así, esta nación en rápido crecimiento sólo ha logrado la mitad de la urbanización esperada.

John Werner, director de movilización en Citizens Schools, explicó la manera en que los sistemas escolares urbanos pueden encender pasión entre los estudiantes trayendo desde fuera a distintos profesionales para que actúen como maestros y mentores. Gordon Feller, de Cisco Systems, imaginó un mundo completamente conectado y una Internet para todo. Se sumó Dan Keeting, periodista de investigación del Washington Post, quien compartió sus experiencias al extraer datos de diferentes niveles del gobierno.

El foro se vio obligado a abreviarse debido a la búsqueda de las personas que pusieron las bombas en el Maratón de Boston en el área de Cambridge-Watertown; sin embargo este evento dio pie a un diálogo acerca de la solicitud de procedimientos de “refugio en el lugar”, presentada por el gobernador de Massachusetts, Deval Patrick, la seguridad y el espacio público, y otros tipos de resiliencia en el área de Boston. Varios participantes escribieron sobre estos eventos, como Emily Badger (The Atlantic Cities), Donald Luzzatto (Virginian Pilot) e Inga Saffron (The Philadelphia Inquirer).

La reunión de periodistas cada abril es una asociación entre el Instituto Lincoln, la Facultad de Diseño de la Universidad de Harvard y la Fundación Nieman para el Periodismo de la misma universidad. La misión de esta actividad es reunir a periodistas a fin de compartir ideas y aprender acerca de las últimas tendencias relativas a la cobertura de noticias sobre ciudades, arquitectura y planificación urbana. — AF