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 -93-











SECCIÓN XIV Anexos


Anexo A Coordenadas y Especificación del Área de Contrato











1. Coordenadas geográficas





Puntos Latitud Norte Longitud Oeste





Length


1 18.025441 -69.332888





2 18.024003 -69.496981





3 18.025019 -70.010220





4 1.8.343222 -70.010925





5 18.344674 -69.502620





6 18.344812 ■69.333179





t 18.070511 -69.332928





8 18.025441 -69.332888








Mapa











2. Definición del Área de Contrato: Aguas profundas


Area exista afuera, cuenca San Pedro de Macorís, Bloque SP2 abarca luí área ele dos


mil quinientos treinta y cinco puto cuarenta y nueve kilómetros cuadrados


(2,535.49 km-), equivalente a doscientos cincuenta y tres mil quinientas cuarenta y


nueve hectáreas [253,549.00 ha).


Profundidad: Sin restricciones de profundidad.


Genao _ _ «4


"A ” República Dominicana


" 1 vamasa Mica unap . 5, * ---



































85/117


 -94-

















Anexo B Dejado en blanco intencionalmente









































































































































SHN, i





 -95-














Anexo C Garantía Corporativa de Contrato de Producción


Compartida


GARANTÍA CORPORATIVA DE CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA


Señores


Ministerio de Energía y Minas.


Viceministerio de Hidrocarburos,


De nuestra consideración:


El suscrito, , natural de__mayor de edad, domiciliado en


, manifiesta que:


1. En mi carácter de __obro en nombre y representación de (Casa


Matriz), sociedad constituida con arreglo a las leyes de según los


documentos y certificados que acreditan la constitución, existencia y


representación de dicha suciedad debidamente traducidos y legalizados.


2. Con referencia a las obligaciones asumidas, o que puedan ser impuestas por el


Contrato, por ISubsidiaria) que fuera adjudicatario en el Árca


, como Contratista/Empresa Participante, (Compañía Garante) se


compromete a lo siguiente:


3. (Compañía Garante) por la presente, declara al Ministerio de Energía y Minas


que:


a. Está debidamente constituida de acuerdo con las leyes de su jurisdicción


de constitución.


b. Tiene todos los poderes corporativos y de representación legal para


firmar, presentar y cumplir con esta Garantía.


i:. I.a présenl o Garantía representa las obligaciones jurídicas válidamente


asumidas por {Compañía Garante) y os ejecutable en contra de


(Compañía Garante), de conformidad con los términos de esta Garantía.


d. No será necesario ningún tipo de aprobación para la presentación,


cumplimiento y ejecución de la presente Garantía.


e. La presentación, cumplimiento y ejecución de esta Garantía por


(Compañía Garante.) no violará ninguna disposición legal o


reglamentaria existente a la cual la Compañía Garante está sujeta,


incluyendo cualquier disposición de documentos societarios de


(Compañía Garanto) o de cualquier acuerdo o contrato del que la


Compañía Garante forme parte.


4. (Compañía Garante.) por la presente garantiza al Ministerio de Energía y Minas,


en carácter incondicional e irrevocable, como deudor principal, (al el monto del


Programa Mínimo de Trabajo, hasta un máximo de cinco millones de Dólares


Americanos (US$ 5,000,000), correspondiente a la Fase de Exploración como tal''


la Fase de Exploración se describe en el artículo 11 del Contrato y (b) el dlebido’y., .


puntual cumplimiento do con(nombre de Subsidiaria,1 participaciones


accionarias_________ de todas las obligaciones bajo los términos de este Contrato,-


incluyendo sus Anexos hasta y en ningún caso mayor que el monto de trescinto, »%,


cincuenta millones ($350 millones) de Dólares Americanos. 2/, w 15 ’


18,0


. 87117


 -96-














5. Ista Garantía es irrevocable e incondicional, y tendrá fuerza y vigor hasta que


todas las obligaciones del Contrato estén cumplidas o hasta que el Contrato se


haya rescindido, siempre que, en el caso de dicha terminación, se hayan satisfecho


todas las responsabilidades del Contratista, de conformidad con el Contrato.


G. Cualquier retraso o período de gracia del Ministerio de Energía y Minas para


ejercer cualquier derecho, en su totalidad o en parte, no debe interpretarse como


renuncia al ejercicio de dicho derecho o de cualquier otro derecho.


7. En caso de que (Subsicliaria) falle en cumplir con sus obligaciones bajo el Contrato


y la Compañía Garante este obligada a realizar el pago bajo esta garantía, el


Garante pagará previa solicitud y presentación de las facturas, los costos y gastos


efectivamente realizados por el Ministerio de Energía y Minas come resultado de


la ejecución de esta garantía, incluyendo y sin limitación, honorarios y gastos


razonables de abogados.


Suscrita en el día de___20__


Por;INombre y Sello de la Compañía Garante!


Sr.:Representante Legal


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Anexo D Programa Mínimo de Trabajo y Unidades de Trabajo


Exploratorio (Tabla de Equivalencias)








1. El cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo se evaluará conforme a ia


ejecución de actividades de Exploración dentro del Área de Contrato, de acuerdo








con su valoren Unidades de Trabajo, independientemente de los Costos incurridos


en su realización.


2. A fin de acreditar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo, el Contratista


deberá incluir el programa y la descripción de las actividades relacionadas al


Programa Mínimo de Trabajo en el Plan de Exploración.


3. El Contratista podrá acreditar Unidades de Trabajo por actividades relacionadas


con la sísmica y los estudios exploratorios de conformidad con lo siguiente:


TABLA DE EQUIVALENCIA DE UNIDADES DE TRABAJO


EXPLORATORIO (UTE) PARA LA SISMICA Y ESTUDIOS


EXPLORATORIOS





Actividad y Unidad de Valor








Valor Unidad UTE


Medida (US$/Unidad)











Sísmica 2D --- Km 1,200 0.240


Sísmica 3D --- Km 11.000 2.200 '


Reprocesamiento 2D - Km 150 0.030


Reproeesamiento 3D - Km* 750 0.150


Magnctometría/Gravimotrí 60 0.012


a --- Km-


Magnetometría/Gravimetr 500 0.100


ía --- Barco Km2


Puntos de Geoquímica 500 0.100





4. La acreditación de sísmica y estudios exploratorios se sujetará a la entrega de la


información técnica relacionada al MEM.





5. Solamente se aceptarán trabajos de adquisición y reproceso e interpretación


sísmica que se encuentren limitados al Área de Contrato.





6. Para efecto de valorización de la Garantía Corporativa establecida en el artículo


9 del Contrato, se debe usar la siguiente equivalencia: 1 L’TE = US$ 5,000





* INA s








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Anexo E Alcance Mínimo de las Actividades de Evaluación


El Plan de Evaluación deberá cubrir al menos el Programa Mínimo ele Trabajo, así como


contener y desarrollar citando menos los conceptos indicados a continuación:


1. Un plan de actividades de Evaluación que incluya perforación, prueba y


Evaluación, así como estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales a


realizarse pura determinar factores de retuperación, así como requerimientos


de procesamiento y transporte de los Hidrocarburos.


2. Mapa y coordenadas del área del prospecto que será evaluado.


3. Posible ubicación ele los Pozos de Evaluación a perforar.


4. Programas preliminares de perforación para los Pozos de Evaluación.


5. Un estimado detallado de los Costos de realizar las actividades de Evaluación.


6. Propuesta de duración del Período de Evaluación.


7. Medidas de seguridad y protección ambiental, incluyendo un programa de


administración de riesgos.


8. Programa de ejecución de las actividades de Evaluación.


9. Ubicación en la que se le entregarán los Hidrocarburos que se obtengan


durante cualquier prueba de producción.


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Anexo F Informe de Evaluación


El Informe ele Evaluación deberá incluir como minimo la siguiente información:











1. Un reporte que describa todas las actividades de Reconocimiento y Exploración


Superficial, Exploración y Evaluación llevadas a cabo por el Contratista en el


Área de Contrato durante la Fase de Exploración, incluyendo los Períodos de


Evaluación y los volúmenes, por tipo de Hidrocarburo, extraídos durante las


pruebas de producción;


2. Los datos técnicos, mapas y reportes relativos al Área de Contrato,


incluyendo, sin limitación: topográficos, geológicos, geofísicos y de información


del análisis del subsuelo; la densidad de potenciales zonas productivas; las


profundidades de los distintos contactos de gases y/o fluidos; las propiedades


petrofísicas de las rocas de) Yacimiento; un análisis de los datos de presión-


volumen-temperatura (PVT) de los Huidos y gases del Yacimiento; las


características y el análisis pertinente del Petróleo descubierto, y la


profundidad, presión y otras características del Yacimiento y los fluidos


encontrados en éste;


3. L'na estimación de los Hidrocarburos encontrados en el lugar y de la


recuperación final del Yacimiento (estimated ultimate recovery);


1. El pronóstico de la tasa máxima de eficiencia de producción de cada Pozo


individual;


5. Un estudio de la viabilidad del desarrollo del Descubrimiento, el cual deberá


contener un análisis económico basado en pronósticos razonables, Año por


Año, de los perfiles de la producción, las inversiones requeridas, los ingresos


y los costos de operación;


6. Cualquier otro hecho considerado relevanto por el Contratista y las conclusiones


derivadas de éste;


vili) Sus conclusiones generales y el desarrollo del razonamiento en el que se basan;


ix) Una Declaración de Descubrimiento Comercial o no comercial; y


9. Impacto ambiental que pudiere causar.




















MINAS





 -100-











Anexo G Contenido Mínimo del Plan de Desarrollo


El Plan de Desarrollo se deberá realizar de acuerdo con la normativa aplicable vigente a


partir de la Fecha de Suscripción y deberá presentar el desarrollo conceptual de los


Campos a partir de análisis técnicos y económicos del Contratista. EL análisis aplicado a


las alternativas conceptuales deberá describir las razones y justificaciones técnicas [lor-


ias que no se consideraron otras alternativas de desarrollo conceptuales, cómo fueron


cuantificados sus riesgos técnicos más relevantes, los criterios de selección y contener


cuando menos lo siguiente:


1) Descripción de los Campos que van a ser desarrollados.


i) Descripción general;


ii) Delimitación del Canpo;


iii) Descripción del área en la cual está ubicado, y


iv) Descripción de las formaciones en las que están contenidos los Hidrocarburos.


2) Información de reservas y producción.


i Estimación de los volúmenes in situ, reservas probadas, probables y posibles


para cada Yacimiento en el Campo íen cada caso determinadas sobre una base


de vida del Yacimiento sin considerar la duración de la Fase de Desarrollo). La


información debe desglosarse en Petróleo, Condensados y Gas Natural. En su


caso, se debe incluir la estimación de recursos contingentes;


ii) Estimación del perfil de producción para cada Yacimiento que se espera


entregar en el Punto de Entrega, en cada Año durante la Fase de Desarrollo.


La información se deberá desglosar para cada uno de los casos de reservas


probadas, probables y posibles;


iii) Explicación de la manera en que el perfil de producción de la reserva probada


permite realizar el potencial comercial correspondiente a dicha reserva lo más


eficientemente posible; y


iv) Fecha estimada de inicio de la Producción Comercial.


3) Descripción de actividades propuestas.


i,' Descripción del enfoque de desarrollo propuesto incluyendo lo siguiente:


(a) Descripción general de las actividades esperadas para la Fase de


Desarrollo pertinente, según alternativa y los resultados de ejecución de "


fases previas hasta la conclusión de la vida del Campo; y®


(b) Descripción general de los Materiales que van a ser construidos,’**


empleados en relación con ese Plan de Desarrollo, incluyendo iña41,


descripción de las instalaciones de recolección; • 3 %M.








921117


 -101-














(c) Descripción general de las instalaciones de comercialización requeridas;


[d) Descripción de la política de desarrollo y administración del Reservorio;


(e) El sistema de medición y los Puntos de Fiscalización que el Contratista


propone usar;


(f) Propuesta de localización, así como de las técnicas de perforación y


terminación de Pozos, y;


(g) Acciones previstas para Abandono de las instalaciones que van a se)'


utilizadas en el curso del Plan de Desarrollo, incluyendo el Costo Total


de Abandono Estimado que el Contratista espera de las operaciones de


Abandono.


4) Principales características de las obras, servicios y Materiales propuestos y de las


probables obras, servicios y Materiales adicionales que tuvieran que ser realizados o


adquiridos, dependiendo de los resultados de las obras, servicios y Materiales iniciales,


incluyendo aquellas necesarias para acondicionar los Hidrocarburos a condiciones


comercialmente aceptables en cuanto a contenido de azufre, agua y otros elementos de


conformidad con la normativa aplicable vigente a partir de la Fecha de Suscripción y


las Mejores Prácticas de la Industria.


5) Enfoques de desarrollo alternativos considerados y razones para la elección del


enfoque seleccionado.


6) Programa de obras, servicios y suministro o construcción de Materiales incluyendo el


programa tentativo para construcción o adquisición de instalaciones mayores e


itinerario para alcanzar las tasas de Producción Comercial. El Contratista deberá


incluir el primer Programa de Trabajo y presupuesto.


7) En caso de que el Campo o los Campos se extiendan más allá del Área del Contrato,


una propuesta de programa para el desarrollo unificado de Campos como previsto en


artículo 18 y/o artículo 19.


8) En caso de que se prevea el uso compartido de infraestructura, una propuesta del


acuerdo correspondiente elaborado de conformidad con lo establecido en el Anexo I:


Uso Compartido de la Infraestructura y la normativa aplicable vigente a partir de la


Fecha de Suscripción.


9) Presupuesto y Economía.


i) Un estimado de los Costos Recuperables para cada Año, según la alternativa y


fase analizada. Dicho estimado deberá hacerse para cada escenario de reservas


probadas, probables y posibles. Estos estimados deberán presentarse en


Dólares Americanos constantes y sin ajuste por inflación esperada;


ii) Descripción de la metodología utilizada, los supuestos introducidos en el


análisis de riesgos técnicos, incertidumbre o sensibilidad y cómo éstos


repercuten en los cálculos de los costos. : : ’


iu) Cualquier propuesta de arreglo para compartir instalaciones o costos opara


mezclar y redistribuir la producción, con Personas fuera del rea de Contrató,


y "g








93 I 117


 -102-














iv) Programa esperado de devolución tlel Área de Contrata o de cualquier parte de


ella.


10) Programas de administración de riesgo. Los programas de administración de riesgo


deberán derivar de la Política de Salud, Seguridad y Protección Ambiental y contener


como mínimo:


i) Una descripción de las medidas y acciones de prevención, monitoreo y


mitigación de los riesgos iden ti lirados, analizados y evaluados, así como la


mejora del desempeño de una instalación, o conjunto de ellas, incluyendo


planes de emergencia y contingencia a ser ejecutados conforme a las Mejores


Prácticas de la Industria, y


ii) Las otras consideraciones que determine el MEM de confrmidac con la


normativa aplitalle.





11) Subcontratación. La descripción en detalle razonable de las obras, servicios y


Materiales que van a ser llevados a cabo por Subcontratistas en adición al enfoque del


desarrollo incluyendo mi programa para la selección y contratación de


Subcontratistas.


12) Información Adicional. El Contratista deberá incluir en su propuesta de Plan de


Desarrollo cualquier otra información adicional, que considere sea necesaria para una


evaluación completa del Plan de Desarrollo, incluyendo la información que solicite el


MEM.


13) Información Adicional para modificaciones al Pían de Desarrollo. En caso que el


Contratista desee realizar cambios al Plan de Desarrollo, el Contratista deberá


presentar al MEM:


ij Razonts detalladas para la modificación propuesta;


ii) Discusión de actividades conducidas desde el Plan de Desarrollo original o


desde la última modificación, según sea el caso basado en un análisis de


alternativas, fases y criterios de selección; y


iii) Toda la información prevista en este “Anexo G: Contenido Mínimo del Plan de


Desarrollo” (o, en su caso, únicamente aquella información que está siendo


modificada),


14)Información geológica, geofísica y de ingeniería considerada. El Contratista deberá


tener a disposición del MEM la información soporte que utilizó para la propuesta del


Plan de Desarrollo. Dicha información se deberá conservar durante la duración del


Contrato. ---


























91 1117


 -103-











Anexo H Inventario de Activos


El presente Anexo describe de manera enunciativa y no limitativa una relación de activos


dentro del rea de Contrato, misma que podrá ser actualizada cada año y a que se refiere


la el artículo 40.1 (i) del Contrato, considerando la información disponible al momento de


la transferencia al Contratista previo acuerdo.


Descripción General del Inventario de Activos al de 20 ,





Pozos


• ■ ** 1 gHjsación y


L (»iati zajR22025270 *svsorrd; .


1‘r f1 pdiad


' "‘Vn ,-379229525:


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(Vertical) (En


------- --- . ---- (Direccionall operación)





(Cerrado)


(Horizontal! (Taponado


)








l.incas de Descargas


ssd . . „j $122 gd


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8h1en Ikm) ■■ * 2 ?*


1 (En


■operación)


(Fuera de


operación)








_J


























SVNI#





 -104-











Anexo I Uso Compartido de la Infraestructura


1. El Contratista deberá, por razones técnicas y económicas que así lo indiquen, construir





por su exclusiva cuenta y cargo los oleoductos, gasoductos u otras instalaciones necesarias


para el transporte de la Producción de Hidrocurburos Netos en el Area de Contrato, así


como las instalaciones necesarias para el almacenaje de los mismos, fuera o dentro del


Área de Contrato.


2. Terceros tendrán la opción, sujeto a la negociación de un contrato con el Contratista, y


siempre y cuando sea técnicamente posible y ello no interfiera con las operaciones seguras


del Contratista y la calidad de los Hidrocarburos del Contratista, de utilizar tales


oleoductos, gasoductos y otras instalaciones que el Contratista haya construido por su


propia cuenta, con la condición que los Hidrocarburos del Área de Contrato tendrán


primera prioridad de transporte y almacenaje en todo momento, incluyendo volúmenes


futuros.
















































































21 O

















+2.-0


96 | i 7’





 -105-











Anexo J Procedimiento Contable, Registro de Costos, Gastos


e Inversión


Sección 1 Disposiciones Generales








1.1 El propósito del presente anexo es el de establecer las reglas y procedimientos de


contabilidad que permitan determinar los ingresos, inversiones, gastos y costos


operativos del Contratista con los propósitos de calcular el Impuesto Sobre la Renta


y el Impuesto de Participación Mínima del Estado refieridos en el Contrato.


2, Definiciones


2.1 Los términos utilizados en el presente anexo que han sido definidos en el artículo


2 dtd Contrato y tendrán el significado que se les otorga en dicho artículo. Los


términos contables incluidos en el presente anexo, tendrán el significadn que les


otorgan las normas y prácticas contables generalmente aceptadas en los Estados


Unidos de América.


3. Normas de Contabilidad


3.1 Los registros contables de este Contrato serán mantenidos por el Contratista en


Dólares Americanos con su respectiva conversión al Peso Dominicano, de acuerdo


al artículo 5 de este anexo,


3.2 Los registros contables de este Contrato serán mantenidos en periodos trimestrales


y en curplimiente de las disposiciones previstas en la parte principal del Contrato,


con las prácticas contables generalmente aceptadas en los Estados Unidos de


América, y las Leyes y de acuerdo con lo dispuesto en el presente anexo.


3.3 Las registros contables de este Contrato serán mantenidos en idioma inglés.


4. Revisión del Procedimiento Contable


4.1 Las Partes acuerdan que, si un procedimiento establecido aquí resulta injusto o no


equitativo para cualquiera de las Partes en cuestión, estas deberán reunirse y


procurar ponerse de acuerdo en los cambios necesarios para corregir la injusticia o


la falta de equidad.


4.2 Esta revisión debe hacerse mediante un instrumento escrito y firmado por las


Partes.























97 | t! 7


 -106-














5. Reglas Para la Conversión de Monedas


5.1 A menos que las Partes acuerden lo contrario por escrito, la conversión de cualquier


müneda <1 i le re rile a Dólares Americanos, y de Posos Dominicanos a Dólares


Americanos, que deba efectuarse en la República Dominicana en virtud del


presente Contrato se realizará al tipo de cambio establecido por Wells Fargo como


indicado en la lista en su página web en el último Día Hábil anterior a la fecha de


la transacción y/o registro contable en cuestión. El Contratista registrará las


conversiones de moneda a la tasa realmente experimentada en la conversión.


Sección 2 Criterios de Contabilidad


6. Sistemas de Cuentas


6.1 Con el propósito de determinar el Impuesto Sobre la Renta y el Impuesto de


Participación Mínima del Estado, el Contratista mantendrá un registro contable


en Dólares Americanos, incluyendo todos los registros relacionados con los ingresos


percibidos y egresos efectuados, con relación a las operaciones del Contrato. Este


sistema consistirá en dos cuentas principales; la Cuenta de Ingresos y la Cuenta


de Egresos. El Contratista deberá mantener todas las cuentas y registros de


acuerdo con las prácticas contables generalmente aceptadas utilizadas en los


Estados Unidos de América.


7. Cuenta de Egresos


7.1 Todos los costos directos e indirectos incurridos por el Contratista con respecto a


las Operaciones Petroleras y con respecto a cualquier actividad llevada a cubo en


la consecución de los objetives de las Operacinnes Petroleras autorizadas por este


Contrato, serán debitados a las cuentas llevadas por el Contratista de acuerdo con


la clasificación general de Costos de Exploración, Costos de Desarrollo y Costos de


Producción. Para fines de reporte fiscal, dichos costos se permitirán hasta el


máximo del Límite Porcentual de Costos Deducibles / LCD establecido en el


artículo 25.


7.2 A los fines de la aplicación de la retención en la fuente por pagos al exterior


establecida en el artículo 28, los “Costos de Exploración” significará todos


aquellos costos y gastos incurridos o pagados por el Contratista durante la Fase de


Exploración, cada Fase de Prórroga de Exploración, o en relación con otras


actividades de Exploración desde la Fecha de Suscripción hasta la Declaración de


Descubrimiento Comercial, incluyendo, pera no limitado a1


i) estudios y levantamientos topográficos, aéreos, geofísicos, geoquímicos


y geológicos (ineluida su interpretación);


ii) perforaciones, pruebas de producción y toda


como por ejemplo la extracción de muestras;





iii) todos los costos para la perforación y ter


exploración y evaluación, incluidos los ci


materiales y servicios, contando que los Pozo


como Pozos produetivos o de inyección;


 -107-














iv) instalaciones en la República Dominicana utilizadas solamente para


apoyar estos propósitos, incluidas vías de acceso; infraestructura














necesaria para el traslado de personal y Materiales hasta el sitio de


operaciones;


v) adquisición y procesamiento de información geológica y geofísica.


7.8 A los fines de la aplicación de la retención en la fuente por pagos al exterior


establecida en el artículo 28, los "Costos de Desarrollo” significarán aquellos


costos incurridos para el Desarrollo de uno o más Campos para Ia producción de


Hidrocarburos, desde la Declaración de Descubrimiento Comercial hasta el inicio


de la Producción Comercial y los ocasionados por el Desarrollo suplementario de


uno o más Campos llevados a cabo con posterioridad al inicio de la Producción


Comercial, incluyendo pero no limitado a:


i) Todos los costos de perforación y terminación de Pozos, productores de


Hidrocarburos o inyectores dentro de los reservorios o yacimientos, para


poner en producción el Campo, incluida la perforación, la profundización


y la terminación de dichos Pozos, incluida también el servicio de


perforación de Pozos, tomo los que se emplean para la evacuación de


desechos;


ii) Todos los costos pura la construcción de vías de acceso u otras vías de


comunicación que tengan que ver solamente con las actividades de


Desarrollo planificadas;


iii) Todos los costos relacionarlos a la producción, tratamiento,


almacenamiento, mantenimiento y transporte de Hidrocarburos, tales


como tuberías, equipos para la producción y tratamiento de


Hidrocarburos, equipos para boca de Pozo, equipos de extracción del


subsuelo, tuberías de producción, varillas de bombeo, bombas, líneas de


flujo, sistemas de recuperación mejorada, tanques de almacenamiento y


otras instalaciones relacionadas;


iv) Estudios do ingeniería, reservorio y de diseño para esas instalaciones;


v) Los Costos de Desarrollo de las instalaciones usadas en dos o más


Campus podrán ser compartidos entre los Campos, calculando el uso


estimado por cada Campo de acuerdo a los principios correctos y


reconocidos de Contabilidad.





7.4 Los Costos de Producción incluyen aquí todos los costos directos e indirectos de un


Campo diferentes a los Costos de Exploración o de Desarrollo a partir del inicio de


la Producción Comercial de dicho Campo, incluyendo, pero no limitado a;


i) Costos relacionarlos a Operación, mantenimiento y reparación de los . '


Pozos de producción e inyección, así como todos los Materiales, ' ' ■


consumibles, productos, piezas de recambio, tuberías, sistemas de ..


servicios generales, lubricantes, instalaciones, así como la constitución "


y variación de la existencia de Materiales que pmerlen representar costo#,***,


o créditos relacionados con las Operaciones Petroleras. ■ -* , $


• *gsec‘


• .A


99 | 117 ■


 -108-














ii) Costos relacionados a planificación, producción, control, medición y


transporte del flujo de Hlidrocarburos, así como el tratamiento,


almacenamiento y transferencia de los Hidrocarburos desde los


reservorios hasta el Punto de Entrega.





8. Cuenta de Ingresos


8.1 Se reconocerá como ingreso y se registrarán en la Cuenta de Ingreso del Impuesto





Sobre la Renta, lo siguiente:





i) El Ingreso Bruto generado por la venta de la Producción de


Hidrocarburos Netos en el Punto de Venta, según lo estipulado en el


artículo 32 y el artículo 33 del Contrato.


ii) Enajenación do activos que fueron adquiridos por el Contratista para las


Operaciones del Contrato y cuyo costo fue registrado en la Cuenta de


Egresos.


iii) Servicios prestados a terceros en los que participa personal cuyas


remuneraciones y beneficios son registrados a la Cuenta de Egresos, y/o


en los que se utiliza bienes cuyo costo de adquisición ha sido registrado


en la Cuenta de Egresos.


iv) Alquiler de bienes de propiedad del Contratista cuyo costo de


adquisición fue registrado en la Cuenta de Egresos, o subarrendando


activos cuyo alquiler es cargado en la Cuenta de Egresos.


v) Compensaciones obtenidas de seguros tomados con relación a las


actividades del Contrato y a activos dañados, incluyendo las


compensaciones de seguros por lucro cesante. No están considerados los


ingresos obtenidos como resultado de contratos de cobertura de precios


o "hedging"


vi! Otros ingresos que representan créditos aplicables a cargos efectuados


a la Cuenta de Egresos.





Sección 3 Costos Recuperables


9. Disposiciones Generales





9.1 Los Costos Deducibles y/o Costos Recuperables serán cargados según los términos


y condiciones del Contrato y de este Procedimiento Contable. A los efectos de la


presentación de reportes fiscales, dichos costos se permitirán hasta el máximodet*e


Límite Porcentual de Costos Deducibles / LCD permitido porsé Gontrato *e,


según lo establecido en el artículo 25. // ©


5YNW

















IDO | I I 7


 -109-











9.2 En aquellas áreas del Contrato que existan Campos en producción y áreas


exploratorias, ¡os Costos de Exploración constituirán un Costo Recuperable con la


producción de ese Campo, siempre que las limitaciones establecidas por el Contrato


sobre los Costos Recuperables permitan dicha inclusión en ese año en particular.


En las áreas del Contrato que solo posean áreas exploratorias, los Costos de


Exploración serán considerados Costos Recuperables una vez que se declare la


Comercialidad del Campo y comience la Producción Comercial, siempre que las


limitaciones establecidas por el Contrato sobre los Costos Recuperables permitan


tal inclusión en ese año particular.


9.3 Salvo que se disponga específicamente lo contrario bajo este Anexo J, las


deducciones o Costos Recuperables contra la renta bruta se permitirán conforme


a) artículo 287 del Código Tributario por gastos que estén razonablemente


relacionados con ha realización de las Actividades de Exploración y Explotación de


Hidrocarburos.


9.4 Como regla general, aplicable a todos los costos y artículos referidos en este Anexo,


los costos y deducciones permitidas serán aceptadas siempre que las limitaciones


establecidas por el Contrato respecto a los Costos Recuperables permitan tal


inclusión en ese año en partieular.


9.5 Las deducciones permitidas tomarán en consideración las siguientes aclaraciones,


adiciones, eliminaciones y modificaciones.


9.6 Los siguientes costos establecidos en los artículos 10 - 24 de esta Sección 3 de este


anexo serán Costos Recuperables, siempre que las limitaciones establecidas por el


Contrato sobre Costos Recuperables permitan tal inclusión en ese año en


particular.


10. Trabajo y Costos Relacionados


10.1 Los salarios brutos y sueldos con respecto a todos los empleados del Contratista


que se dedican directamente a la realización de Operaciones Petroleras, ya sea


temporalmente o permanentemente asignados dentro de la República Dominicana


o ubicadas en las olicinas del Contratista en cualquier otro lugar; así como los


gastos personales incurridos en relación con ellos.


10.2 Los costos de todos los días festivos, vacaciones, enfermedad, discapacidad,


beneficios por discapacidad, subsidios de vivienda y de vida, tiempo de viaje, bonos,


dependiente de escolaridad, cursos de idiomas, automóviles de empresa, subsidios


por dificultades y otros subsidios habituales aplicables a los salarios y sueldos que


se imponen en lo adelante, así como los costos del Contratista por los beneficios de


los empleados, incluidos pero no limitado a: el seguro de vida grupal para


empleados, el seguro médico grupal, la hospitalización, la jubilación y pago por


indemnizaciones por despido, todos los cuales deberán cumplir con la práctica


habitual del Contratista.


10.3 Los gastos razonables (incluidos los costos de viaje relacionados) de aquellos


empleados cuyos sueldos y salarios son imputables según 10.1 y por los cuales os’"


empleados son reembolsados según la práctica habitual del Contratista. Los coetos:


de reubicación al final de la asignación serán imputables a la Cuenta de Egresssi ’•


el lugar de asignación es el punto de origen del empleado. Dichos costos de


101 | 117


 -110-














reubicación incluirán el Lransporle de los empleados, familiares, los efectos


personales y domésticos del empleado y su familia, los gastos de tránsito y todos


los demás costos relacionados de acuerdo con la práctica habitual del Contratista.


1Ü.4 Los gastos o contribuciones impuestos bajo las Leyes Aplicables al costo de sueldos


y salarios del Contratista imputables según 10.1 u otros costos imputables según


esta Sección 10 de este anexo,


10.5 Los costos incurridos por el Contratista para capacitación y que son de beneficio


directo a las Operaciones Petroleras de conformidad con su política de capacitación


o según lo requerido por las regulaciones de República Dominicana para los


empleados asignados permanentemente a las Operaciones Petroleras.


10.6 Si los empleados se dedican a otras actividades además de las Operaciones


Petroleras, el costo de dichos empleados se distribuirá de manera equitativa.


10.7 Todo lo anterior, siempre que las limitaciones establecidas por el Contrato de


Costos Recuperables permitan tal inclusión en ese año en particular.






















































































102 | 117


 -111-











11. Protección al Medio Ambiente Costos de Abandono y


Seguridad Industrial


11.1 Bajo el Contrato y las normativas aplicables son considerados Costos Recuperables


todos (a) Costos de Abandono y(b) los costos y/o gastas incurridos por el Contratista


con la finaldad de evitar la contaminación y el deterioro del medio ambiente y de


garantizar la seguridad y la protección de las personas que prestan servicios y/o


forman parte del Contratista, incluyendo pero no limitado a todos los costos


razonables relacionados a todos los estudios y planes requeridos para ser llevados


a cabo o implementado bajo los términos del Contrato.


12. Costos Legales


12.1 Los valores pagados por el Contratista por concepto de honorarios de abogados e


incurridos en beneficio de las Operaciones Petroleras o por el manejo, investigación


y resolución de litigios o reclamos derivados de las Operaciones Petroleras o


necesarios para proteger o recuperar propiedades, incluidos, poro no limitado a, los


honorarios de abogados, los costos judiciales, el costo de la investigación o la


obtención de evidencia y los montas pagados en la resolución o satisfacción de


cualquier litigio o reclamo serán Costos Recuperables, excepto los referidos a costos


derivados de un pruceso arbitral entre las Paites o si dichos gastos legales se deben


a la negligencia grave o mala conducta intencional del Contratista.


13. Material y Equipo


13,1. El Materia) y equipo comprado o suministrado por el Contratista, Operador o


Subcontratistas para su uso en la Operación Petrolera.


14. Costos de Transporte y Reubicación de Empleados


14.1 Los costos razonables para el transporte de Material y equipo y otros costos


relacinnatlos, tales corno expedición, embalaje, tarifas de muelle, flete aéreo y


marítimo.


14.2 Los costos razonables incurridos para el transporte de personal como se requiere


en la conducción de las Operaciones Petroleras.


14.3 Los costos razonables para la reubicación de empleados asignados permanente c


temporalmente a las Operaciones Petroleras al comienzo de su asignación a las


Operaciones Petroleras de acuerdo con la práctica habitual del Contratista. Los


costos de reubicación al final de la asignación serán imputables a la Cuenta de


Egresos si el lugar de asignación es el punto de origen del empleado. Dichos costos


de reubicación incluirán el transporte de los empleadas, familiares, los efecgas---e


personales y domésticos del empleado y su familia, los gastos de tránsito xAíglENERG4


los demás costos relacionados de acuerdo con la práctica habitual del CorKata.


// 9 -(7--9


Todo lo anterior, siempre que las limitaciones establecidas por el Contrato sobra faECostea


Recuperables permitan dicha inclusión en ese año en particular. 5 4,w34


 -112-














15. [Artículo dejado en blanco intencionalmente]


16. Cargos Vinculados a Entidades Relacionadas del

















Operador


16.1 Los costos de dirección general, supervisión, control, apoyo científico, utilizados


para lograr el conocí miento aplicado en las Operaciones Petroleras, proporcionados por


las Entidades Relacionadas del Operador durante los períodos de Exploración, Desarrollo


y Producción de este contrato se consideran costos de asisteneia general.


17. Servicios


17.1 Los precios pagados por servicios contratados de consultores profesionales y otros


servicios adquiridos de fuentes externas.


17.2 Los costos razonables para el uso de equipos e instalaciones proporcionados por el


Contratista, Operador o Subeontratistas a tarifas proporcionales al costo de


propiedad y operación. Las tarifas incluirán los costos de mantenimiento,


reparaciones, otros gastos operativos, seguros e Impuestos. Dichos costos se


calcularán de acuerdo con la política contable habitual del Contratista, de modo


que no se produzean ganancias o pérdidas para el Contratista, y siempre que dichos


costos sean competitivos con servicios de terceros comparables.


17,3 El costo de los servicios prestados o realizados por el personal técnico y profesional


del Contratista, los Afiliados del Contratista, el Operador y / o los Afiliados del


Operador, Ejemplos de tales servicios incluyen, pero no limitado a lo siguiente:


Estudios Geológicos e Interpretación;


Procesamiento de Datos Sísmicos;


Análisis de Registros de Pozos, Correlación e Interpretación;


Geología del Sitio del Pozo;


Servicios de Laboratorio;


Ingeniería Ecológica y Ambiental;


Estudios de Abandono;


Ingeniería de Proyecto;


Análisis de Roca Fuente;


Análisis Petrofísico;


Análisis Geoquímico;


Supervisión de Perforación;


Evaluación de Desarrollo;


y, si se proporciona en el país en Surinam:


Ejecutivo y Administrativo


Comunicaciones y Procesamiento de Datos;


Recursos Humanos;


Servicios Profesionales, incluidos servicios contables y legales; y


Seguridad y Protección.


' oe ENERc


Dichos servicios so cobrarán al costo más cualquier ingreso o impuesto de retetih en la


fuente, excluyendo las ganancias, siempre que estos servicios den como resultsdasnforms_, A}N~5


precisos y completos, presentados a las Partes y respaldados por registros/ dentiempo #‘$*,


cualquier otra información relevante.


 -113-














18. Daños y Pérdidas a la Propiedad


18.1 Todos los costos o gastos necesarios para reparare reemplazar la propiedad como


resultado de dañas o périlidas ocasionados por incendio, inundación, tormenta,


robo, accidente o cualquier otra causa, siempre que estos gastos no se deban a


negligencia grave o mala conducta intencional de la parte del contratista o


recu [lera ble del seguro.


19. Seguros


19.1 Todas las primas pagadas por el seguro contratado para las Operaciones


Petroleras, siempre y cuando dicho seguro se coloque total o parcialmente con un


Afiliado del Contratista, tales primas y costos serán recuperables solo en la medida


que no excedan los que generalmente cobran los seguros competitivos a empresas


distintas a las Afiliadas.


19,2 Todos los gastos incurridos y pagados en la liquidación cualquier y de todas las


pérdidas, reclamos, daños, juicios y cualquier otro gasto, no recuperados del seguro,


siempre que estos gastos no se deban a negligencia grave o mala conducta


intencional por parte del Contratista.


20. Deberes e Impuestos


20.1 Los Impuestos, excepto impuesto sobre la renta, cargos, gravámenes, aranceles,


multas, pagos y penalidades impuestos por el Gobierno o cualquier otra entidad


gubernamental contra el Contratista en relación con las Operaciones Petroleras,


excepto si la imposición de dicho impnesto, gravamen, arancel, multa, pago o


penalidad se debe a negligencia grave o mala conducta intencional por parte del


Contratista.


21. Oficinas, Campamentos e Instalaciones Misceláneas


21.1 El costo de mantener y operar cualesquiera oficinas, suboicinas, campamentos,


almacenes, viviendas y otras instalaciones que sirven directamente a las


Operaciones Petroleras.


22. Gastos de Energía y Agua


22.1 Los costos de combustible, electricidad ti otra energía y agua utilizada en las


Operaciones Petroleras.


23. Cargos de Comunicación


23.1 Los costos de adquisición, arrendamiento, instalación, uso, reparación 'y- - -


mantenimiento de los sistemas de comunicación, utilizados en las Operaeiones •/


Petroleras. ■ o


. . /8


24. Cargos de Asistencia General d‘ &aiwB


* "u,”


-1051117 . .


 -114-











24.1 Los cargos de asistencia general se considerarán como Costos Recuperables en los


períodos correspondientes aplicando los siguientes porcentajes aprobados:








(i) Durante las Operaciones de Exploración, se considerará el 5% de los


costos y / d gastos anuales de esta fase,


Gil Durante las Operaciones de Desarrollo, se considerará el 3% de los costos


o gastos anuales de esta lase.


tiii) Durante las Operaciones de Producción, se considerará el 2% de los


costos o gastos anuales de esta fase.


(iv) La porción no considerada Costos Recuperables cu un año fiscal no será


transferible n los años fiscales subsiguientes.


24.2 La verificación del cálculo y correcta aplicación de La fórmula de asistencia general


prevista en este artículo 24 estará sujeta a auditorías y, en su caso, a la normativa


de precios de transferencia vigente a la Fecha de Suscripción.





25. Costos de Capital


25.1 El artículo 25 del Anexo J tiene el único propósito de calcular el Impuesto sobre la


Renta y el Impuesto de l’articipación Mínima del Estado mencionado en el artículo


25 del Contrato.


25.2 A partir del año en que se inicie la Producción Comercial o a la elección del


Contratista antes de ese año, los Costos Deducibles incluirán, pero no estarán


limitados a lo siguiente:


25.3 Cualquier costo de capital se clasificará como tangible (sujeta a depreciación) o


intangible,


25.4 Costos de capital tangibles


Los costos de capital tangibles son aquellos costos que no son costos de capital


intangibles incurridos por la compra de cualesquiera activos relacionados con las


Operaciones Petroleras que normalmente tienen una vida ñtil de más de un (1)


Aña; dichos activos oslarán sujetos a depreciación anual de conformidad con las


disposiciones establecidas en este artículo. Los costos de capital tangibles incluyen


lo siguiente:


(i) para Pozos de Desarrollo: los costos de terminación de materiales y equipos


(equipos de fondo de pozo, tubos de producción fijos, empacadores de


producción, válvulas, equipos de boca de pozo, equipos de elevación del


subsuelo, barras de bombeo, bombas de superficie, cables de descarga, equipas


de recolección, líneas de entrega, Arbol de navidad (Christmas bree) fijo y


válvulas, oleoductos y gasoductos, materiales y equipos fijos, muelles, anclas, . .


boyas, instalaciones y equipos de tratamiento de Hidrocarburos, sistemas de )


recuperación secundaria, compresores de reinyección, bombas de agualysuis


tuberías); , /; ,


' , . -1. -1 ■


: 612


, 11,237


7 . VNM3


I


106 He.,. .


 -115-














(ii) para cualquier compra de bienes y equipos: el costo real del activo (excluido el


transporte), el coste de la construcción de plataformas fuera del Area del








Contrato, el costo de los generadores de energía y las instalaciones en tierra;


(iii)para la compra de bienes móviles, maquinaria automotriz (vehículos,


tractores, grúas, herramientas, plataformas, etc.), maquinaria y equipas de


construcción (muebles, equipos de oficina y otros equipos);


(iv)para fines de construcción: el costo de construcción de viviendas e instalaciones


residenciales, oficinas, almacenes, talleres, plantas de energía, instalaciones


de almacenamiento y vías de acceso para actividades de desarrollo, el costo de


muelles y anclajes, plantas y maquinaria de tratamiento, sistemas de


recuperación secundaria, plantas de gas y sistemas de vapor; e


(v) instalaciones y plataformas de perforación y Producción.





Todos los bienes mencionados en este artículo 25 se depreciarán de conformidad con el


artículo 25.6 del Anexo J.





25.5 Costos de capital intangible


Los costos de capital intangibles serán aquellos costos continuos incurridos por la


compra de activos y servicios móviles directamente relacionados con las


Operaciones Petroleras y no se depreciarán, sino que se deducirán completamente


de la Cuenta de Ingresos. Dichos costos / gustos incluirán lo siguiente:





(i) los costos de estudios de magnetometría aérea, gravimetría aérea,


topográfico, geológico, geofísico y geoquímico, interpretación y








reinterpretaeión de costos de datos técnicos, mano de obra de Exploración y


costos similares;


(ii) los costos de perforación de Pozos de Exploración y Pozos de Evaluación:


todos los costos de los servicios prestados fiara la perforación de Pozos de


Exploración y Evalnación, productos químicos, costos de alquiler (de


helicópteros, plataformas, barcos, barcazas de remolque, etc.) transporte,


instalaciones de almacenamiento, alojamiento, servicios técnicos para


control de lodo, geología de Pozo, perforación de Pozo dirijida, buzos, control


de lodo, pruebas de geología de pozos, cementación y costos similares;


(üi) los costas de la perforación de Pozos de Desarrollo, tales como la


movilización y desmovilización de plataformas, contratos de perforación de


plataformas petrolíferas y arrendamiento de plataformas petrolíferas,


trabajos de instalaciones de plataforma e infraestructura, combustible,


agua, conductores, brocas, tubería de perforación, alquiler de equipos,


equipos de prueba de producción, válvulas del árbol de navidad (christmas


tree) para pruebas de producción, lodo y sus componentes, productos


químicos, costos de alquiler' (de helicópteros, plataformas, barcos, bapegfsS*


do remolque, etc.), transporte, instalaciones de almacenarrgeñ®, ENE4cB


alojamiento, servicios técnicos para el control de lodo, geología daé6ación 9


de Pozo, perforación de Pozos dirigida, buzos, pruebas de phbateción “a.


evaluación, finalización y supervisión; // • a“4”


 -116-














(iv) los de adquisición o compra de bienes y servicios tales como costos de


transporte, costos de operación, verificación de equipos, costos de














instalación en el sitio, coates de mantenimiento y costos de combustible;


(v) servicios generales (registros eléctricos, perfil sísmico vertical IVSP],


control de iodo, muestren de núcleos, pruebas de geología de Pozo,


cementación, pruebas de producción, supervisión y costos similares),


servicios de delineación, cualquier arrendamiento de maquinaria de


ingeniería pesada y otros gastos incurridos extranjero;


(vi) materiales, reconstrucción de acceso y otras carreteras, y otros bienes


intangibles para la construcción, servicios públicos y apoyo a la


construcción;


(vii) otros costos de exploración, apoyo o instalaciones temporales con una


vida útil de menos de un ti) Ano; y


í viii) todos los Costos de Abandono.


25.6 Depreciación de los costos de capital tangibles


La depreciación se estimara a partir del Año calendario en el que el activo se pone


en servicio, con la depreciación de un Año completo permitida para el Año


Calendario inicial. Con el propósito de estimar la responsabilidad con respecto al


Impuesto a la Renta, la depreciación se determinará de conformidad con los


métodos permitidos por el código tributario de la República Dominicana.





2G. Créditos a la Cuenta de Costos Recuperables Bajo el


Contrato





26.1 El ingreso neto de las siguientes transacciones debe acreditarse en la cuenta de


Costos Recuperables:





(i) Los ingresos netos de cualquier seguro o reclamo relacionado con las


Operaciones Petroleras o cualquier activo cargado a la cuenta de Costos


Recuperables;





(ii) Los ingresos recibidos de terceros por el uso de la propiedad o activos


cargados a la cuenta de Costos Recuperables;





(iii) Cualquier compensación recibida por el Contratista, de los proveedores o


fabricantes o sus agentes en relación con los servicios, Materiales defectuosos


cuyo Costo ha sido previamente cargado a la cuenta de Costos Recuperables;





(iv) Los pagos por arrendamientos, reembolsos n otros créditos recibidos por el


Titular aplicables a cualquier cargo que se haya realizado en la cue


Costos Recuperables; y





(v) Los ingresos por ventas de materiales excedentes o activos c


cuentas de Costos Recuperables, de los cuales se lia recibido el min3 neto.


SVviP





 -117-











27. No Duplicación de Cargos ni Créditos


27.1 No obstante las otras disposiciones provistas en este Anexo: Procedimiento


Contable, Costos, Gastos e Registro de Inversiones, es la intención contractual que


no exista duplicación de cargos o créditos en la cuenta de Costos Recuperables. Los


costos debitados a estas cuentas y relacionados con bienes no utilizados serán


acreditados y, después de registrarse como crédito, el Contratista podrá disponer


libremente de dichos activos.


28. Costos Considerados No Recuperables


28.1 Los siguientes se consideran Costos No Recuperables:


(i) Los gastos generales y gastos de estructura de la empresa matriz o filiales


que no están directamente relacionados con este Contrato.


(ii) Los montos pagados al MEM como resultado del incumplimiento del


Contratista de las obligaciones del Contrato, así como multas, sanciones •


indemnizaciones impuestas por las autoridades al Contratista (incluidas las


impuestas como resultado de demandas);


(iii) Las multas, recargos y reajustes derivados del incumplimiento en el pago


oportuno de los impuestos vigentes en el país;


(iy) Donaciones en general, excepto aquellas aprobadas previamente por el


MEM o cualquiera que esté relacionada con los requisitos de este Contrato;


(v) Los costos y gastos de transporte y comercialización de los Hidrocarburos


más allá del Punto de Entrega de la Producción de Hidrocarburos Netos;


(vi) Las inversiones en instalaciones para el transporte y almacenamiento de


los Hidrocarburos producidos en el Área del Contrato después del Punto de


Entrega de Producción, excepto aquellas que se contemplan en el Anexo I: Uso


compartido de Infraestructura y aprobado en un Programa de Trabajo;


(vii) Otros gastos e inversiones en que incurra el Contratista pero que no sean


necesarios o estén vinculados a la conducción adecuada de las Operaciones


Petroleras;


(viii} Los pagos realizados o recibidos desde fuera de República Dominicana


como resultado de transacciones comerciales puramente financieras como


medio para "cubrir” el precio do cualquier producción de Hidrocarburos; y


(ix) El Impuesto Sobre la Renta, los Ingresos Compartidos del Estado, el


Impuesto de Participación Mínima del Estado y el ITBIS. ,


 -118-











Sección 4 Otros


29. Documentación de Respaldo


29.1 El Contratista deberá mantener en sus archivos la documentación original, en la


medida en que los origina les estén disponibles, para respaldar los cargos realizados


en las cuentas de Ingresos y Egresos.


30. Auditoría


30.1 El MEM, cubriendo todos los costos correspondientes a sus propios gastos, tendrá


derecho a realizar una vez al Año una auditoría completa de la cuenta de Costos


Recuperables, así corno de los registros de los documentos de respaldo principales


directamente relacionados con esa cuenta en el transcurso de cualquier Año o parte


del mismo, dentro del período de veinticuatro (24) meses contados a partir del


último día de dicho Año. El informo del auditor se presentará al Contratista para


su consideración dentro de un período de sesenta (60) Días después de la conclusión


de la auditoría.


30.2 El Contratista tendrá un plazo de sesenta (60) Días calendario, contados a partir


de la receptión del informe de) auditor, para responder a cualquier aclaración


solicitada por el MEM.


30.3 La cuenta de Costes Recuperables se considerará aprobada por el MEM después


de los términos establecidos en el artículo 53.1, a excepción de cualquier


diserepaneia repetida indicada en el informe del auditor.


30.4 Durante el curso de la auditoría, el MEM podría verificar y examinar todos los


cargos y créditos del Contratista relacionados con las Operaciones Petroleras,


incluidos los libros de contabilidad, las entradas de contabilidad, los inventarios,


las facturas de inventario y cualquier otro documento, como cartas y registros


necesarios para la auditoría y verificación de todos los cargos y créditos.


30.5 Además, los auditores deberán notificar al Contratista, con un aviso razonable


(que no deberá tener menos de catorce i 14) Días calendario de aviso) para tener el


derecho de visitar e inspeccinnar, bajo el riesgo y gasto exclusivo del MEM y de


dichos auditores y siempre que esté relacionado con la auditoría, en tiempos


razonables durante el horario comercial normal, Lodos los lugares, plantas,


instalaciones, almacenes y oficinas del Contratista en la República Dominicana


que brindan servicio directo a las Operaciones Petroleras de conformidad con ios


términos del Contrato. Todos los auditores y otros representantes del MEM


deberán cumplir con las reglas de seguridad anunciadas o publicadas por el


Contratista durante dicha inspección y auditorías, siempre que dichas reglas de


seguridad no sean irrazonables según las normas internacionales petroleras.


30.6 Cualquier ajuste acordado entre el Contratista y el MEM que resulte de la -


auditoría debe registrarse dentro de sesenta (60) Días calendario en la cuent de «.


Costos Recuperables. Cualquier discrepancia no resuelta que surja de la auditoría ’


debe resolverse de acuerdo con las disposiciones de la Sección X Procedimientos de . ’


Solución de Controversia establecidos en el Contrata. , ,• , ... "


. $ " . : ,


.N.3 ",


I10 I I 17 ■ /


 -119-














31. Pagos


31.1 Según los términos de este Contrato, todos los pagos adeudados al MEM por el


Contratista y los Subcontratistas en la República Dominicana serán facturados y


pagados en Dólares Americanos y deben hacerse a las autoridades fiscales


competentes que se establecerán en la factura correspondiente.


32. Mecanismo de Estimación de Pagos Trimestrales del


Impuesto Sobre la Renta


32.1 PRIMER TRIMESTRE FISCAL: El pago estimado de Impuesto Sobre la Renta


correspondiente al Trimestre fiscal culminado al 31 de marzo, (primer Trimestre


fiscal), será calculado como el veinticinco por ciento (25%) de la renta neta


imponible del año anterior (conforme lo establecido en el artículo 25 del presente


Contrato), multiplicado por la tasa de Impuesto Sobre la Renta de veintisiete por


ciento (27%),


ISRt1 - (25% * RNli-1) 4 27%


32.2 SEGUNDO TRIMESTRE FISCAL: El pago estimado de Impuesto Sobre la Renta


correspondiente al Trimestre fiscal culminado al 30 de.junio (segundo Trimestre


fiscal), será calculado como dos (2) veces la renta neta imponible del Trimestre


fiscal anterior (conforme lo establecido en el artículn 25), multiplicado por la tasa


del Impuesta Sobre la Renta de veintisiete por ciento (27%), menos el monto del


Impuesto Sobre la Renta pagado en el primer Trimestre fiscal.


ISRI2 = ((2 * RNIt1) * 27%) - ISRtl


32.3 TERCER TRIMESTRE FISCAL: El pago estimado del Impuesto Sobre la Renta


correspondiente al Trimestre fiscal culminado al 30 de septiembre (tercer


Trimestre fiscal), será calculado como tres medios (3/2) de la suma de la renta neta


imponible del primer y segundo Trimestre fiscal (conforme lo establecido en el


artículo 25), multiplicado por la tasa del Impuesto Sobre la Renta de veintisiete


por ciento (27%); menos la suma de las montos de Impuesto Sobre la Renta pagados


en el primer y segundo Trimestre fiscal,


ISRL3 = ((3/2 • (RNIt1 + RNIt2)) • 27%) - (ISRtl + ISRt2)


32,4 CUARTO TRIMESTRE FISCAL: El pago estimado del Impuesto Sobre la Renta


correspondiente al Trimestre fiscal culminado al 31 de diciembre (cuarto Trimestre


fiscal), será calculado como cuatro tercios (4/3) de la renta neta imponible del


primer, segundo y tercer Trimestre fiscal (conforme lo establecido en. el artículo


25), multiplicado por la tasa del Impuesto Sobre la Renta de veintisiete por ciento


(27%); menos la suma de los montos de Impuesto Sobre la Renta pagados en el


primer, segundo y tercer trimestre fiscal.


o OE


ISRt4 = ((4/3 * (RNItl + RNIt2 + RN113)) * 27%)-(ISRtl +ISRt 2 + ISR,)g* *g)


// -? á. J


 -120-

















32.5 Cuando se vaya a determinar la renta neta imponible del Trimestre fiscal, la


Empresa Participante podría tomar en cuenta cualquier pérdida operativa neta,


crédito fiscal o atribuido o activo fiscal similar que estén disponibles para reducir


el Impuesto Sobre la Renta calculado para dicho Trimestre, conforme lo establecido


en el Código Tributario y el presente Contrato.


32.6 Para fines de este anexo, las variables especificadas tendrán el siguiente


significado:


ISRtl = Impuesto Sobre la Renta del primer Trimestre fiscal


ISRt 2 = Impuesto Sobre la Renta del segundo Trimestre fiscal


ISRt 3 = Impuesto Sobre la Renta del tercer Trimestre fiscal


ISR td - Impuesto Sobre la Renta del cuarto Trimestre fiscal


RNTi-1 = renta neta imponible del año fiscal anterior, calculada de acuerdo al


Código y los términos del Contrato.


RNIt1 = renta neta imponible del primer Trimestre fiscal calculada de acuerdo al


Código y los términos del Contrato.


RNIt2 = renta neta imponible del segundo Trimestre fiscal, calculada de acuerdo


al Código y los términos de! Contrato.


RNIt3 = renta neta imponible del tercer Trimestre fiscal, calculada de acuerdo al


Código y los términos del Contrato.


RNIt4 - renta neta imponible riel cunrto Trimestre fiscal, calculada de acuerdo al


Código y los términos del Contrato.


 -121-














Anexo K Criterios de precalificación establecidos en los


Términos de Referencia del proceso competitivo Primera


Ronda Petrolera República Dominicana


Los criterios de precalificación establecidos en los Términos de Referencia del proceso


competitivo Ronda I República Dominicana para Operadores y No Operadores, para


demostrar las capacidades financieras y técnicas, así como la capacidad de Seguridad y


Medio Ambiente, requeridas para ejecutar las actividades de Exploración y Explotación


de Hidrocarburos sujetas a los contratos, se expresan de la siguiente manera:


1.1 Requisitos de capacidades económico financieras








1.1.1 Los requisitos y elementos para acreditar capacidades económico financieras son


aplicables para cualquiera de las Áreas Contractuales y son los contenidos en la


siguiente tabla:





Capacádiidieg s . Tijpcitl#3s8, Hjttfi; Ternesti . ündjgsé=e


Düünphmñh?: Soñi#$ ■' •Pfomültsk


Financiera Operador Patrimonio USS60 mm US$120 US$350 mm


neto mm


Capital de US$15 mm US$30 mm US$60 mm


USS30 mm US$60 mm US$175 mm


trabajo ___


No Patrimonio


operador neto


Capital de USS7.5 mm US$15 mm US$30 mm


trabajo





Para efectos de este Contrato, el capital de trabajo se calculará restando los pasivos


corrientes de los activos corrientes del último ejercicio fiscal.


1.1.2 La documentación a entregar para acreditar las capacidades económico financieras


es:





a) Si cotizan en bolsa o que sean emisores de valores, presentar su último informe


anual y la forma 10-K o 20-F registrada ante la Securities and Exchange


Commission, o de la forma equivalente registrada ante instituciones equivalentes


con las que se acredite el capital contable indicado (en caso de que la orma 10-K o


20-F contengan la información de los informes anuales, bastará con presentar


dichas formas), o





b) Presentar el último ejercicio fiscal, auditados por una firma independiente de


auditores especializados que esté certificada o registrada para realizar dichas


actividades conforme a las leyes del país de origen. Los estados financieros deberán


sustentar id capital contable indicado. En caso de presentar estados financieros


auditados, proporcionar el correo electrónico oficial del auditor que pueda


confirmar la documentación presentada.


 -122-














1.2 Requisitos de capacidades técnicas


1.2.1 Los requisitos y elementos para acreditar capacidades técnicas sen aplicables para


cualquiera de las Areas Contractuales, los operadores deberán de eumplir ai menos


uno (1) de los dos (2) requisitos (Posos Exploratorio o Producción Mínima Operada)


para acreditar la capacidad técnica, y serán los contenidos en la siguiente tabla:





jeüijü Eazezsse Altria . ■ " Tetstgti 1 ^^9.^ -


*528 "7 ‘‘'. * •9 902*1 MBH ■ tüfündns '


Capacidaces Operador Pozos 3 pozos 2 pozos 1 pozo


Técnicas (últimos 5 (últimos 5 (últimos 5


exploratorios años) como años) como años) como


Producción operador operador operador


2,000 boe/l 5,000 hne/d 10,000 boe/d


operada terrestres costa afuera en aguas


i promedio (promedio profundas


mínima 2018) 2018) (promedio


2018)





1.2.2 La documentación a entregar para acreditar las capacidades técnicas para


proponentes individuales y consorcios es:





a) Contrato, título de concesión de exploración y/o extracción de hidrocarburos


o documentos emitidos por una firma certificadora o por la autoridad


administradora de dicho contrato o título de concesión, que demuestre la


experiencia requerida. En caso de que el documento no sea público, se


deberán proporcionar los datos de contacto institucionales u oficiales del


ente o autoridad ante la cual fue celebrado o emitido el documento


presentado, para efecto de que se pueda validar su existencia; o


b) Si cotiza en bolsa o es emisora de valores, la compañía puede presentar su


informe anual y la forma 10-K o 20-F registrada ante la Securities and


Exchange Commission, o de la forma equivalente registrada ante


instituciones equivalentes con las que se acredite de forma clara las


capacidades operacionales solicitadas.


1.3 Requisitos de capacidades de seguridad y medio ambiente


1.3.1 Los requisitos y elementos para acreditar capacidades de seguridad y medio


ambiente son aplicables para cualquiera de las Áreas Contractuales y serán los


contenidos en la siguiente tabla:





slapheidados"" 7 I TRTg . Requis itasükg


.. 0522 5ñ_


Capacidades de Certificación ISO 14001, OSHAS 18001 o


Seguridad y Medio Operador I equivalente, o presentar un documento que


Ambiente i contenga la política y el sistema de gestión


ambiental del propenente

















MAM.





 -123-











1,3.2 Documentación a entregar para acreditar las capacidades de Seguridad y


Medioambiente:


a) Presentar documento en el que explique y demuestre el sistema de gestión de


seguridad industrial, seguridad operativa y de protección ambiental en


instalaciones o proyectos de exploración y/o extracción de hidrocarburos que haya


implementado durante los últimos tres (3) años. Dicho documento deberá ser


validado por una entidad internacional con reconocida experiencia en Seguridad y


Meiiiu Ambiente; y, si disponible,


b) certificaciones técnicas, auditorías, inspecciones o dictámenes, tales como los que


se mencionan a continuación de forma enunciativa y no limitativa: OHSAS 18001


(para seguridad en general y que considera certificación externa), ISO 14001 (para


ambiente en general y que considera certificación externa).


 -124-











Anexo L Poder Especial al Ministro de Energía y Minas


Poder Especial al Ministra de Energía y Minas Núm. 38-20 del Presidente de la República,


para la suscripción del Contrato para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en


el Area Costa Afuera SP2 de la cuenca de San Pedro de Macorís, de lecha veintiuno (21)


del mes de octubre de 202Ü.


 -125-











Anexo M Poder Notarial Emitido por Apache Dominican


Republic Corporation LDC


Poder Notarial a nombre Timothy R. Custer en nombre de Apache Dominican Republic


Corporation LDC, para suscribir contrato con el Gobierno Dominicano para la Exploración


y Explotación de Hidrurarburus en el Area Costa Afuera SP2 de la cuenca de San Pedro


de Macorís, de fecha 18 de noviembre de 2019.


-126-


 -127-











ESTE ACUERDO; (en lo adelante el "Acuerdo") se redacta y suscribe, en este


día veintisiete (27) del mes de abril del año dos mil veintiuno (2021), por y


entre el ESTADO DOMINICANO, debidamente representado por el


Ministro de Energía y Minas, señor ANTONIO ALMONTE REYNOSO


dominicano, mayor de edad, soltero, titular de la Cédula de Identidad y


‘ Electoral Número y residente en la ciudad de Santo Domingo


de Guzmán, en la República Dominicana, quien actúa en virtud del poder de


representación especial núm. 6-21 otorgado por el señor Presidente de la








República Dominicana, el día once (11) delmes de febrero de 2021, emitido de


conformidad con la ley núm. 1486 del 20 de marzo de 1938, que regula la


representación del Estado Dominicano en actos jurídicos, de una parte; y de


la otra parte, APA DOMINICAN REPUBLIC CORPORATION LDC


(anteriormente APACHE DOMINICANÉEPUBLIC CORPORATION LDC),


sociedad debidamente organizada de actérdo con las leyes de Islas Caimán,


domiciliada en la ciudad de Houston, ¡Texas, Estados Unidos de América


representada por su vicepresidente sénior, el señor Timothy R. Custer, mayor


de edad, con pasaporte estadounidense 1 úmero .


' 5 '¡


POR CUANTO,i resulta necesario aclarar y modificar ciertas disposiciones


establecidas en el Contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, en


su versión en español, suscrito1 entre el Estado Dominicano y la empresa


Apache Dominican Republic Corporation, LDC en fecha veintidós (22) del mes


de octubre del año dos mil veinte (2020), con firmas legalizadas por el Licdc.


José Javier Ruiz, notario público de los del número para el Distrito Nacional


y Dixiel M. Harrel, notario público del Estado de Texas, (en lo adelante, el


“Contrato"), con el objetivo de lograr la correcta interpretación y ejecución del


Contrato.





POR CUANTO, Apache Corporation, anterior compañía matriz de Apache


Dominican Republic Corporation LDC declara que para modernizar la


operaciones y alinear más estrechamente su estructura legal acorde con el-


crecimiento de su presencia internacional, a la fecha, llevó a cabo una,


reorganización corporativa donde Apache Corporation crea APA Corporation


para remplazar Apache Corporation como la compañía publica en la bolsa de


valores Nasdaq, con los mismos accionistas que previamente poseían acciones


de Apache Corporation.





POR CUANTO, como parte de esta reorganización Apache Corporation se


convirtió en una compañía subsidiaria de propiedad total de APA Corporation


y transfirió las acciones de Apache Dominican Republic Corporation LDC y


subsidiaria intermediaria de su nueva empresa matriz APA Corporation (“la


transferencia”), y con la realización de la transferencia, APA Corporation se


convirtió en la compañía madre tanto de Apache Corporation y Apache


Dominican Republic Corporation LDC.





POR CUANTO, Apache Dominican Republic Corporation LDC ha cambiado


su nombre a APA Dominican Republic Corporation LDC.





’ KS


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POR CUANTO, estas modificaciones no representan ni alteran las


condiciones originalmente establecidas y acordadas por las Partes mediante


Contrato.


POR CUANTO, los documentos anexos al presente contrato son parte integral


del mismo.





Las Partes han convenido lo siguiente:





1. Se incluye la definición de "Articulo Dejado Intencionalmente en


Blanco"; en el artículo 2.61 del. Contrato, para que en lo adelante se


lea de la siguiente manera: : ¿





2.61. Artículo Dejado Intenéionalmente En Blanco. Significa el


artículo 10, Sección III; articulé 39, Sección IX; Anexo B; Anexo J,





artículo1 15. Estos artículos han sido dejados en blanco


intencionalmente por acuerdo entre las Partes, razón por la que no


tienen efectos jurídicos para la!ejecución del Contrato. Estos artículos


no podrán ser objetos de modificación o inclusión a futuro de


disposiciones contractuales adicionales.


2. Se modifican los artículos 17.1,22.5, 40.1 (ii), 40.3, 57.1 (ií)a) y (iii)


a), 61.1, Anexo J (artículo 30.3) del Contrato en español para que su vies R,


contenido coincida con la versión en inglés, que en lo adelante $,,*09


deberán leer de la siguiente manera: 7/08 A"-;


O < 22- - 12:


17.1. "Si el Contratista descubre Gas Natural No Asociado o Gas 3*227 '








Natural No Asociado y Condensados durante la Fase de Exploración^, 5852 i 3”


el Contratista podrá notificar al MEM un período de retención de bastan gl ;


5 años para los Yacimientos descubiertos, con el propósito de


desarrollar el mercado.


22.5. "Todas las compensaciones o impuestos pagados al Estado se


consolidan y contabilizan por separado para cada contrato de


exploración y producción de petróleo y gas otorgado, considerando que,


en virtud de lo anterior, todos los costos relativos a la Exploración y


Desarrollo, así como los intereses que se le puedan atribuir, se sumaran A


a las cuentas de capital habilitadas individualmente para cada UL


Contrato".


40.1 (ii). "El Contratista deberá presentar al MEM un informe que


señale al menos la identificación de los Pozos y Materiales en la


totalidad o la parte correspondiente del Área de Contrato, y además la


descripción de las condiciones de operación desde el inicio hasta el final


de la Fase de Transición Final".


40.3. "En caso de renuncia, devolución, terminación anticipada o


rescisión permitida, el Contratista y el MEM deberán ejecutar las


KS


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actividades necesarias de tal forma que, dentro de los seis (6) Meses


Calendarios siguientes a la notificación correspondiente, se concluya


con lo previsto en el artículo 40.1 (iv).





57.1 (ii) a) y (iii) a) "Adjudicar el contrato mediante el proceso de


licitación de acuerdo con el procedimiento normal de licitación utilizado


por el contratista".





61.1 . "Sujeto al artículo 61.el MEM tendrá derecho a dar por


terminado este Contrato, (enu totalidad o en parte, en las partes


afectadas del área contractual Insolo en los siguientes casos".





Anexó J, i artículo 30.3. "L 1 cuenta de Costos Recuperables se


considerará aprobada por el N M para todos los costos en los términos


establecidos én la Sección 3 deeste Apéndice J, excepto por cualquier


discrepancia! reiterada indicada en el informe del auditor que se


resolverá desacuerdo on el Artículo 30.6 de este Anexo J".


P i s■ !


3. Se agrega el artículo 46.3 a la versión en español, el cual de


manera involuntaria fue omitido en la versión en español del


Contrato. "En el‘caso de cumplimiento parcial, tardío o defectuoso de


la obligación afectada por el evento de Fuerza Mayor, la Parte obligada


a su cumplimiento deberá realizar sus esfuerzos comercialmente


razonables para ejecutar la obligación afectada de acuerdo con la


intención mutua de las Partes expresada en el Contrato, debiendo las’‘A c\&f‘0 A


Partes continuar con la ejecución de sus obligaciones contractuales qé9 © ,=“4"


no hayan sido afectadas de ninguna manera a dicho evento de Fuere 8 < z*.ec, $





Mayor". 119^ $





4. En el artículo 26.2 del Contrato, se hace fe de erratas referente a la 200”


Renta Petrolera Total, para incluir la fórmula de cálculo de los


Ingresosm, omitida involuntariamente en la versión en idioma español a


del Contrato, y que consta en la versión en inglés de manera completa,


y se aclara sobre los Costos de Abandono, para que en adelante se lea


el artículo del modo siguiente:











Utilidades Acumuladas (UA} = (Ingresosm --- CAPEX - OPEX --- Costos de Abandono *)


Ingresosm = Qm x PBPm





Dónde:

















KS





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Qm = Producción promedio Trimestral fiscalizada en el trimestre m en miles


de barriles de petróleo por día


PBPe = Precio promedio Trimestral en el Punto de Venta


CAPEX = Inversiones de Capital


OPEX = Costos Operacionales


*Los Costos de Abandono sólo se incluirán en la fórmula cuando no se hayan


deducido al calcular el CAPEX








5. Se modifica el artículo 61.4 del Contrato de la versión en español


para que la cifra en números coincida .con la letra, en adelante se leerá en la


versión en español como: Doscientos cincuenta millones de dólares de los


Estados Unidos de América (USD$250,000,000.00).





6. Se elimina el artículo 64.2 y se modifica el artículo 64.1, para que


disponga lo siguiente: .





64.1. Este Contrato controlará sobre cualquier disposición legal que sea


contraria al presente Contrato.





7. Se añade el artículo 65 al Contrato, tanto en la versión en inglés L 9


como españel, el cual se leerá de la siguiente manera: A





G


65. Cláusula de Divisibilidad (Salvaguardia) I -5 9 “E6:


ti 64 *%


65.1 Si alguna disposición (o parte de una disposición) de este Contratg- *V


fuera declarada ilegal, inválida, nula, inexigible por un tribunalst 12"


judicial o de arbitraje de jurisdicción competente por cualquier causa, 822oC


las disposiciones y partes restantes de este Contrato no se verán


afectadas y seguirán estando en vigor y siendo legales, válidas,


exigióles y ejecutables, y las disposiciones (o partes de cualquier


disposición) ilegales, inválidas, nulas, inexigibles, si las hubiera, se


eliminarán de este Contrato y las disposiciones (o partes de


disposiciones) eliminadas del Contrato, en la mayor medida posible, se


modificarán y reemplazarán, de mutuo acuerdo entre las Partes, con


una nueva disposición que sea válida, legal, ejecutable y exigióle según


la ley aplícable y que refleje la intención original de las partes.





8. Cambio de denominación del contratante. Ei MEM y el Estado


Dominicano toman conocimiento a “La Transferencia” y reconocen el


cambio de denominación social de Apache Dominican Republic


Corporation LDC a APA Dominican Republic Corporation LDC.





8.1 APA Dominican Republic Corporation LDC declara ser la misma


compañía que Apache Dominican Republic Corporation con capacidad


para continuar con las obligaciones establecidas en El Contrato..





8.2 APA Corporation, a través de su subsidiaria APA Dominican Republic


Corporation LDC, declara que posee el cien por ciento (100%) de Kg





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Apache Corporation, y los estados de situación financiera consolidados


de APA Corporation incluyen todos los activos, pasivos, gastos e


ingresos de Apache Corporation. Además, Apache Corporation, como


proveedor de servicios, proporciona a APA Corporation toda la


experiencia operativa y técnica requerida y necesaria para realizar


operaciones, incluidas las operaciones de APA Dominican Republic


Corporation LDC.





























































































































KS





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HECHO, FIRMADO y SELLADO POR EL ESTADO DOMINICANO en la ciudad


de Santo Domingo, Distrito Nacional en fecha veintisiete (27) del mes de abril del año


dos mil veintiuno (2021):




















Min itr deEnergía y Minas





t !4


Yo, José Javier jRúíz Pérez Al qjado Notario de los del número para el Distrito


Nacional, inscrito en el Colegio Do: úhicano de.Notarios Públicos, Inc., bajo la matrícula


número 68^7. ( que la Erma que antecede fue puesta en mi presencia, libre


y voluntarame; J ANTG NIO ALMONTE REYNOSO en representación del


ESTADODON de generales que constan y quien me ha manifestado que es





la misma firma qe acostunhbra a usar en todos los actos de su vida pública y privada.


En la ciudad de Sntp Domingo, Distrito Nacional feekadece (12) del mes de mayo


del año dos milventun (4021)


a.














NOTARIO PÚBLICO /


1
















































































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 -133-

















for and on behalf of:


APA DOMINICAN REPUBLIC CORPORATION LDC,


Formerly named APACHE DOMINICAN REPUBLIC CORPORATION LDC











Ñame: Tizothy R. Clister


Title: Serior Více President








STATE OF TEXAS §


§


COUNTYOFHARRIS §


The foregoing instrument was acknowledged before me this 27th day ofApril








2021, by Timothy R, Custer, Sénior Vice President of APA DOMINICAN


REPUBLIC CORPORATION LDC.


Witness my hand and seal.





Dixie M. Harrel


Notary Public. Siat« ol Texas


Comm Expires 05/30/2023


Notary ID *3203250-2








[SEAL] A


Notary Public/in and for the State of Texas
























































KS





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-135-


 -136-

















ANEXO c


REGISTROSDE MIEMBROS DÉ APA DOMINICAN REPUBLIC


CORPORATION LDC (ANTERIORMENTE DENOMINADA APACHE























































































































KS





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 -137-








Dada en la Sala de Sesiones de la Cámara de Diputados, Palacio del Congreso Nacional, en


Santo Domingo de Guzmán, Distrito Nacional, capital de la República Dominicana, a los


veinticuatro (24) días del mes de junio del año dos mil veintiuno (2021); años 178 de la


Independencia y 158 de la Restauración.








Alfredo Pacheco Osoria


Presidente








Nelsa Shoraya Suárez Ariza Agustín Burgos Tejada


Secretaria Secretario








Dada en la Sala de Sesiones del Senado, Palacio del Congreso Nacional, en Santo Domingo


de Guzmán, Distrito Nacional, capital de la República Dominicana, a los veintiún (21) días


del mes de julio del año dos mil veintiuno (2021); años 178 de la Independencia y 158 de la


Restauración.








Eduardo Estrella


Presidente








Faride Virginia Raful Soriano Lía Ynocencia Díaz Santana


Secretaria Ad-Hoc Secretaria








LUIS ABINADER


Presidente de la República Dominicana








En ejercicio de las atribuciones que me confiere el artículo 128 de la Constitución de la


República.


PROMULGO la presente Resolución y mando que sea publicada en la Gaceta Oficial, para


su conocimiento y ejecución.


DADA en Santo Domingo de Guzmán, Distrito Nacional, capital de la República


Dominicana, a los veintiséis (26) días del mes de julio del año dos mil veintiuno (2021); año


178 de la Independencia y 158 de la Restauración.








LUIS ABINADER