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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
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Anexo B Dejado en blanco intencionalmente
SHN, i
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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
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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
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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
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(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
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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
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1 (En
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(Fuera de
operación)
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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
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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;
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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.
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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
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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:
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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.
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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 /
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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
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ANEXO c
REGISTROSDE MIEMBROS DÉ APA DOMINICAN REPUBLIC
CORPORATION LDC (ANTERIORMENTE DENOMINADA APACHE
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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