Pacific Rubiales anuncia los resultados financieros para el primer trimestre que cerró el 31 de marzo de 2011
TORONTO, 23 de mayo de 2011 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros auditados consolidados para el trimestre que cerró el 31 de marzo de 2011, junto con su Informe de Gestión (Management's Discussion and Analysis, "MD&A") para el período correspondiente. Estos documentos se publican en el sitio web de la Compañía en www.pacificrubiales.com y en SEDAR en www.sedar.com.
Ronald Pantin, Director Ejecutivo de la Compañía, comentó: "Para este trimestre hemos seguido creciendo y construyendo sobre la base sólida de recursos y nuestra experiencia técnica, aprovechando el aumento de los precios del petróleo. El volumen promedio de producción neta vendida en el primer trimestre fue de 82.747 bpe/d de una sólida plataforma de 61 nuevos pozos de desarrollo, principalmente en los campos Rubiales y Quifa. Nuestro aumento de la producción generó ingresos por US$583,5 millones, un incremento del 54% comparado con el mismo trimestre del año anterior de US$379,4 millones, y el EBITDA finalizó el trimestre en US$362,5 millones, un aumento del 56% con respecto al mismo trimestre del año anterior de US$231,9 millones".
La cifra histórica de 225.000 bpe/d, alcanzada el 12 de mayo de 2011, es el resultado del continuo crecimiento en la producción de petróleo pesado en los Bloques Rubiales/Piriri y Quifa, e incorpora el desarrollo de los bloques de la Compañía de petróleo liviano y medio, así como el volumen de gas natural producido en el bloque La Creciente y otros bloques más pequeños. Este importante logro demuestra nuestra capacidad para crecer rápidamente en una región petrolera competitiva y concentrada, y es el resultado de un esfuerzo integrado de nuestra empresa para garantizar el acceso al mercado y la flexibilidad, y para generar capacidad como adelanto de nuestros objetivos de crecimiento, desde la boca de pozo hasta el cliente final.
La estrategia de la compañía es continuar su crecimiento a través de la exploración, desarrollo y producción de reservas nuevas y existentes, y asegurar el acceso al mercado participando en proyectos clave de transporte y de infraestructura de gas y petróleo.
La Gerencia realizará una teleconferencia en vivo, en inglés, el jueves 19 de mayo de 2011, para discutir los resultados financieros de la Compañía, a partir de las 09:00:00 a.m. (EDT) / 8:00 a.m. (hora de Bogotá). Se contará con traducción al español. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar marcando estos números:
Número para participantes (Internacional/Local): (647) 427-7450
Número para participantes (Llamada gratuita en Colombia): 01-800-518-0661
Número para participantes (Llamada gratuita en América del Norte): 1-888-231-8191
ID Conferencia: 67112346
La conferencia estará disponible para su reproducción durante dos semanas, a partir de las 12:00 p.m. (EDT) / 11:00 a.m. (hora de Bogotá) el 19 de mayo de 2011.
La conferencia estará disponible en inglés y en español.
Número para participantes (Llamada gratuita): 1.800.642.1687
Número para participantes (Local): 403.451.9481
778.371.8506
416.849.0833
613.667.0035
514.807.9274
902.455.3955
ID Conferencia (inglés): 67112346
ID Conferencia (español): 67185044
Presentación para inversores
La Compañía ha publicado una presentación con respecto a los resultados operativos y financieros de la Compañía para el primer trimestre de 2011 en su sitio web en www.pacificrubiales.com.
Resumen de los resultados financieros para los tres meses que finalizaron el 31 de marzo de 2011
3 meses cerrados el 31 de marzo de |
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(en miles de US$, excepto cifras p/acción o según se indique) |
2011 |
2010 |
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Ventas de petróleo y gas (1) |
583.549 |
379.431 |
|||
EBITDA(2) |
362.527 |
231.966 |
|||
Margen EBITDA (EBITDA/Ingresos) |
62% |
61% |
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Por acción |
- básica ($)(4) |
1,35 |
0,97 |
||
Ingresos netos antes de partidas no monetarias(3) |
134.221 |
98.929 |
|||
Por acción |
- básica ($)(4) |
0,50 |
0,41 |
||
Ingresos netos (pérdida)(3) |
(69.593) |
76.127 |
|||
Por acción |
- básica ($)(4) |
(0,26) |
0,32 |
||
- diluida ($) |
(0,26) |
0,30 |
|||
Flujos de caja de operaciones |
319.803 |
257.599 |
|||
Por acción |
- básica ($)(4) |
1,19 |
1,07 |
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(1) |
Ver información adicional explicada en la sección "Actividad Comercial", en la página 13 de MD&A. |
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(2) |
Consulte "Medidas Financieras Adicionales" en la página 36 de MD&A. |
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(3) |
Las ganancias netas del primer trimestre de 2011 se vieron afectadas por una cantidad de partidas no monetarias que alcanzaron US$203,8 millones que generaron una pérdida neta de US$ 69,6 millones para el período Las partidas no monetarias de ajuste se relacionan principalmente con las pérdidas no realizadas por ajuste al mercado de derivados por US$92,6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de US$68,5 millones totalmente reconocidos en el presente trimestre, el efecto de la compensación basada en acciones de US$46,7 millones, y ganancias no realizadas en divisa extranjera de US$4 millones (con la excepción del impuesto al patrimonio en Colombia, estas partidas no monetarias pueden o no materializarse en futuros periodos). Consulte " Medidas Financieras Adicionales" en la página 36 de MD&A. |
||
(4) |
La cantidad promedio ponderada básica de acciones ordinarias en circulación para el primer trimestre que cerró el 31 de marzo de 2011 y 2010 fue de 267.946.959 (totalmente diluidas – 267.946.959) y 240.126.671 (totalmente diluidas 251.582.984), respectivamente. |
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Netback operativo de crudo y gas:
La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra petróleo crudo a terceros como diluyentes y para fines comerciales. A continuación, se expone el netback para el primer trimestre de 2011, y la comparación del total combinado para el primer trimestre de 2010:
3 meses finalizados el 31 de marzo de |
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2011 |
2011 |
2011 |
2010 |
||||||
Petróleo |
Gas |
Combinado |
Combinado |
||||||
Prom. producción neta (luego de regalías y consumo campo) (1) |
68.991 |
10.657 |
79.648 |
52.227 |
|||||
Prom. prod. diaria vendida (bpe/día)(1) |
71.953 |
10.794 |
82.747 |
65.702 |
|||||
Netback operativo ($/bpe) (2) |
|||||||||
Precio de venta de petróleo crudo y gas natural |
85,58 |
30,21 |
78,36 |
64,17 |
|||||
Costo de producción (3) |
6,10 |
1,48 |
5,50 |
3,74 |
|||||
Transporte (camiones y oleoductos) |
12,44 |
0,52 |
10,88 |
5,96 |
|||||
Costo diluyentes (4) |
15,38 |
- |
13,37 |
12,83 |
|||||
Otros costos (5) |
(2,36) |
1,58 |
(1,84) |
0,01 |
|||||
Overlift/Underlift (6) |
(2,18) |
(4,08) |
(2,43) |
(0,82) |
|||||
Netback operativo ($/bpe) |
56,20 |
30,71 |
52,88 |
42,45 |
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(1) |
Consulte los comentarios adicionales en la sección "Conciliación de volúmenes producidos vs. volúmenes vendidos" en la página 14 de MD&A. |
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(2) |
Datos de netback operativo combinado basados en promedio ponderado de producción diaria vendida, que incluye diluyentes necesarios para mejoramiento de la mezcla Rubiales. |
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(3) |
El costo de producción principalmente incluye costos de extracción y otros costos de producción como personal, energía, seguridad, seguros y otros. |
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(4) |
El costo neto de mezcla se estima en US$3.9 por bbl de crudo Rubiales, considerando un precio de compra promedio de diluyentes entregados en el campo Rubiales de US$92.83 por bbl (Petróleo Crudo Ligero (38o API) y Natural Gasoline (79o API), más cargos de gasoducto desde Rubiales a Covenas de US$7.76 por bbl, menos el precio promedio de venta de mezcla Rubiales (Castilla) de US$84.38 por bbl, multiplicado por la tasa de mezcla promedio Rubiales de aproximadamente 24%. |
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(5) |
Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre producción de gas, mantenimiento de caminos externos en el campo Rubiales, fluctuación del inventario, y el efecto neto de coberturas de riesgo cambiario de los costos operativos incurridos en pesos colombianos durante el período. El costo negativo para petróleo de US$1.84 por bbl se atribuyó, principalmente, a la ganancia de las coberturas de riesgo realizadas reconocidas en comparación con los gastos operativos durante este período. Ver comentarios adicionales en la página 26 – Contratos de Manejo de Riesgo de MD&A. |
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(6) |
Corresponde al efecto neto del overlift para el período que equivale a US$18.1 millones, que generaron una reducción en los costos combinados de producción del orden de US$2,43 por bpe como se explicó en la sección "Puntos Destacados del Desarrollo Corporativo – Posición Financiera – Costos Operativo" en la página 20 del MD&A. |
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Resultados, análisis y puntos destacados:
Durante el primer trimestre de 2011, la Compañía continuó con la tendencia de notable crecimiento de la producción y éxitos en materia exploratoria, aprovechando su conocimiento técnico y la experiencia operativa. Los resultados de este período destacan la fortaleza de la actividad operativa de la Compañía y su capacidad para aumentar la producción, así como el compromiso de la Gerencia de lograr resultados financieros sólidos. La Gerencia está focalizada en lograr resultados operativos desafiantes, mientras persigue un ambicioso programa de inversión en exploración y producción ("E&P") enmarcado en el principal foco estratégico de la Compañía: el crecimiento.
Los ingresos aumentaron un 54% y alcanzaron US$583,5 millones en comparación con US$379,4 millones en el mismo período en 2010. El aumento se debió a una mayor producción, la optimización de las actividades de marketing y un aumento en el precio de venta combinado de crudo y gas. Los ingresos en el primer trimestre de 2011 se vieron afectados por el momento del reconocimiento de ingresos por 732.934 barriles de producción de petróleo crudo exportados en la primera semana de abril de 2011.
El EBITDA para el primer trimestre de 2011 ascendió a US$363 millones, que representa un aumento significativo de 56% en comparación con el EBITDA del primer trimestre del año anterior de US$232 millones. El EBITDA del primer trimestre de 2011 representa un margen del 62% en comparación con los ingresos totales para el período.
Las ganancias netas, antes de partidas no monetarias, ascendieron a US$134,2 millones, o US$0,50 por acción ordinaria, en comparación con US$98,9 millones del año anterior. Las ganancias netas después de partidas no monetarias de US$203,8 millones fueron una pérdida neta de US$69,6 millones para el período. Las partidas no monetarias incluyen las pérdidas no realizadas por ajuste a mercado en derivados de US$92,6 millones, el impuesto al patrimonio en Colombia de US$68,5 millones plenamente reconocido en este trimestre, la compensación basada en acciones de US$46,7 millones, y la ganancia por divisa extranjera de US$4 millones.
El promedio de producción bruta en el primer trimestre de 2011 alcanzó 196.272 bpe/d, 51% de aumento comparado con el mismo período de 2010, y es el resultado del rendimiento de la producción de más de 61 nuevos pozos de desarrollo, principalmente en los campos de Rubiales y Quifa. La producción operada en el primer trimestre de 2011 se vio afectada negativamente por problemas en el transporte terrestre, causados por las fuertes lluvias que generaron un estado de emergencia nacional, y las demoras en la expansión del oleoducto OCENSA de 450.000 a 560.000 barriles por día. Una vez que los problemas de transporte se resolvieron, la producción de la compañía alcanzó 225.000 bpe/d de producción bruta operada el 12 de mayo de 2011, lo que hace que la Compañía siga siendo la empresa de petróleo y gas con más crecimiento en Colombia, y el segundo operador del país.
El netback operativo del petróleo crudo durante el primer trimestre de 2011 fue de US$56,20/bbl, superior en un 22% en comparación con el mismo período en 2010, debido a mayores precios de venta y menores diferenciales respecto al Índice West Texas Intermediate (WTI). El netback operativo del gas natural fue de US$30,71/bpe, superior en un 44% en comparación con el mismo período de 2010.
Los gastos de capital en el primer trimestre de 2011 ascendieron a US$175,7 millones (2010 – US$80,8 millones), de los cuales US$75,5 millones se invirtieron en la expansión y construcción de la infraestructura de producción, US$41,5 millones se destinaron a actividades de exploración sísmica, aerogravimetría, aeromagnetometría y perforación. Además, US$56,1 millones se invirtieron en actividades de perforación de producción, y US$2,6 millones fueron invertidos en otros proyectos.
El 10 de marzo de 2011, la Junta Directiva de la Compañía aprobó un dividendo en efectivo por un monto total de US$25 millones, o US$0,093 por acción ordinaria. El dividendo fue pagado el 30 de marzo de 2011 a los accionistas registrados al 16 de marzo 2011.
El 6 de marzo de 2011, la Compañía anunció que había presentado ante la Bolsa de Valores de Toronto (la "TSX") una Notificación de Intención para iniciar la recompra y retiro de mercado de acciones propias de hasta un máximo de 11.598.513, o el 4,3%, del total de acciones ordinarias emitidas y en circulación de la Compañía al 31 de marzo de 2011. A la fecha, la Compañía no ha adquirido ninguna acción ordinaria, de conformidad con la oferta de emisor.
El 31 de marzo de 2011, la Compañía anunció la adquisición de 49,999% de la participación de Maurel et Prom en los bloques Sabanero, Muisca, SSJN-9, 17, CPO-17 y COR-15, que están situados tierra adentro en Colombia. El Contrato de Compraventa se formalizó el 28 de abril de 2011, sujeto a las aprobaciones legales y reglamentarias de la ANH y ciertas aprobaciones contractuales con los socios en Colombia. La Compañía pagará a Maurel et Prom en efectivo hasta un máximo de US$66 millones como reembolso de costos anteriores de exploración en los bloques, incurridos al 31 de marzo de 2011. Además, la Compañía asumirá: (i) una obligación total de financiamiento de hasta US$120 millones durante tres años para actividades de exploración en los bloques SSJN-9, CPO-17 y Muisca, y (ii) una obligación total de financiamiento de las actividades de exploración en los bloques Sabanero y COR-15 con un reembolso del flujo de caja libre.
El 27 de abril de 2010, la Compañía anunció que ha acordado una enmienda a su línea de crédito rotativa existente, sin garantías, por un monto de US$250 millones (la "Línea de Crédito Rotativa "). El 13 de abril de 2011, la Compañía cerró una modificación a su Línea de Crédito Rotativa. Como resultado de la demanda generada entre la parte prestamista, el monto de la Línea de Crédito Rotativa se incrementó desde los US$250 millones inicialmente comprometidos por los prestamistas a US$350 millones, y la compañía amplió el plazo de la Línea de Crédito Rotativa hasta abril de 2013, y redujo los cargos de compromiso y márgenes aplicables. Al 31 de marzo de 2011, no ha habido otorgamiento de préstamos en el marco de la Línea de Crédito Rotativa. La Compañía considera que tiene recursos suficientes para financiar su plan de capital para 2011, con flujos de efectivo de la Compañía de las operaciones y de las líneas de préstamos actuales. Con respecto a la estrategia de la compañía de una integración más amplia, la Compañía pagará el plan de expansión con su propio flujo de caja. Sin embargo, si se necesitan recursos adicionales, las posibles fuentes de fondos disponibles para la Compañía para financiar los gastos adicionales de capital y operaciones incluyen la Línea de Crédito Rotativa, el capital de trabajo existente y la posibilidad de incurrir en nueva deuda, y la emisión de acciones ordinarias adicionales, en caso de ser necesario.
El 13 de abril de 2011, la Compañía y Ecopetrol anunciaron un acuerdo para llevar a cabo un proyecto piloto de tecnología de Recuperación Adicional Termal Sincronizada ("STAR"), suministrada por la Compañía, en el campo Quifa en los Llanos Orientales de Colombia. Las dos compañías, después de un período de estudios y pruebas en los laboratorios de investigación en la University of Calgary, han llegado a la conclusión de que la implementación de tecnologías basadas en combustión in situ, como STAR, es una de las mejores opciones para aumentar el factor de recuperación en los campos de petróleo crudo pesado en Colombia. Ambas empresas han acordado iniciar un proyecto piloto tan pronto como sea posible, bajo condiciones reales de campo en el campo Quifa, de acuerdo con los términos, condiciones y obligaciones establecidos en el Contrato de Asociación Quifa existente entre las dos compañías.
El 5 de mayo de 2011, Moody's Investors Service asignó a la Compañía, por primera vez, la calificación de Grupo Corporativo de Ba3 con un pronóstico positivo.
Hitos de exploración
Durante el primer trimestre de 2011, los resultados de la campaña exploratoria incluyeron la perforación de 20 pozos exploratorios, y la adquisición de 649,5 kilómetros de sísmica 2D y 130 km2 de sísmica 3D.
- En el Bloque Rubiales-Piriri, los pozos Rub-243, Rub-446, Rub-447 y Rub-448 ampliaron el campo Rubiales hacia el sur de búfer de la zona del contrato Rubiales, mientras que los pozos Rub-363, Rub-404 y Rub-534 ampliaron el campo de la parte oriental del Contrato Piriri.
- En la zona suroeste del bloque Quifa, los pozos Quifa-36, Quifa-45, Quifa-48, Quifa-49 y Quifa-53 en el Prospecto "H" confirmaron la extensión del yacimiento en el noreste y el suroeste, y los pozos de evaluación Quifa-DW1 y Quifa-77 ampliaron la reserva Quifa SW hacia el sur y sureste hacia el Prospecto "J".
- En la parte norte del Bloque Quifa, el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 fueron perforados en el Prospecto "A". Este último también confirmó la ampliación de Prospecto "A" hacia el noreste. El pozo de evaluación Jaspe-2 solo mostró dos pies de espesor neto. El pozo estratigráfico Zircón-1 fue perforado en el Prospecto "Q", pero el pozo no mostró ningún intervalo de prospectiva. La compañía también finalizó la perforación del pozo estratigráfico Ambar-3 en el Prospecto "F", que mostró tres pies de arena neta (net pay).
- En el bloque CPE-6, se perforó el pozo estratigráfico Guairuro-5, en la parte noreste del bloque. El Guairuro-5 confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo de 14 pies de arena neto de arena en la unidad basal del intervalo C-7.
- En el bloque La Creciente, la compañía terminó la perforación del pozo exploratorio Apamate-1X. El pozo también mostró 53 pies de espesor neto y dio lugar a un nuevo descubrimiento de gas para el Bloque. Las pruebas iniciales de producción mostraron un promedio de 24 MMscfd de gas con una presión en cabeza de pozo de 3.730 psig.
- En los Bloques Arrendajo y SSJN-3, la Compañía terminó la adquisición de 130 km2 de sísmica 3D y 112,5 km de sísmica 2D, respectivamente.
- En el Bloque 138 de Perú, la Compañía continúa con la adquisición de 537 km de un programa de sísmica 2D.
- La actividad exploratoria para el resto del año 2011 incluye: 1) la continuación de la campaña de perforación en Colombia con 40 pozos adicionales, que incluyen la actividad de perforación en los recientemente adquiridos bloques Maurel et Prom y pozos de evaluación en la zona de búfer del Bloque Rubiales-Piriri y Quifa al sudoeste, 2) la adquisición de 2.811 km de sísmica 2D en cinco bloques en Colombia y en el Bloque 135 en Perú, y 3) la adquisición de 1.486 km2 de sísmica 3D en tres bloques en Colombia y en los dos bloques de exploración de Guatemala.
El programa de exploración de la compañía para el 2011 se ha presupuestado en US$340 millones e incluye la exploración en 26 bloques, en los que se perforarán 20 pozos exploratorios, 36 pozos de evaluación y 3 pozos estratigráficos. Además, 539 km de sísmica 2D y 440 km2 de sísmica 3D están previstos durante el año. La actividad de exploración para los próximos meses del año 2011 incluye la perforación de los pozos previstos, y la Compañía está evaluando actividades exploratorias adicionales.
Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales y Piriri en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 40 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia, bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.
La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de 5,7 mmpc por 1 barril (bbl ), y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia a boca de pozo.
Advertencia con relación a las Declaraciones a Futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la Compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la Compañía sobre la base de información que la Compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbre que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la Compañía o los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de estimados de capital y costos operativos, estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesario en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual de la compañía de fecha 10 de marzo del 2011 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la Compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas .
Si desea más información:
Ronald Pantin
CEO y Director
Jose Francisco Arata
Presidente y Director
(416) 362-7735
Belinda Labatte
Relaciones con los Inversores, Canadá
(647) 428-7035
Carolina Escobar V
Relaciones con los Inversores, Colombia
+ (57 1) 628-3970
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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