Incertidumbre
Incertidumbre
Incertidumbre
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA EXPIDE LA NORMA OFICIAL MEXICANA
NOM-016-CRE-2016, ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE LOS PETROLÍFEROS
RESULTANDO
PRIMERO. Que el 21 de abril de 2016, mediante Acuerdo A/018/2016, la Comisión Reguladora de Energía
(la Comisión) ordenó la publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del Proyecto de norma oficial
mexicana PROY-NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos, a efecto de que los
interesados presentaran sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos,
Petrolíferos y Petroquímicos (el Comité).
SEGUNDO. Que, con fecha del 9 de agosto de 2016, el Comité aprobó la norma oficial mexicana NOM-
016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos acordando su envío a la Comisión para su
publicación en el DOF.
CONSIDERANDO
PRIMERO. Que la Comisión cuenta con atribuciones, entre otras, para expedir normas oficiales
mexicanas, y además tiene por objeto, entre otros, fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la
competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y
atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios, de
conformidad con lo dispuesto por los artículos 22, fracción II y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores
Coordinados en Materia Energética.
SEGUNDO. Que los artículos 78 y 79 de la Ley Hidrocarburos establecen que las especificaciones de
calidad de los petrolíferos serán establecidas en las normas oficiales mexicanas que al efecto expida la
Comisión y que las especificaciones de calidad corresponderán con los usos comerciales, nacionales e
internacionales, en cada etapa de la cadena de producción y suministro. De igual forma, los métodos de
prueba, muestreo y verificación aplicables a las características cualitativas, así como al volumen en el
transporte, almacenamiento, distribución y, en su caso, el expendio al público de petrolíferos, se establecerán
en las normas oficiales mexicanas que para tal efecto expidan la Comisión y la Secretaría de Economía, en el
ámbito de su competencia.
TERCERO. Que, la mejora continua es una característica deseable en toda regulación, por lo que se
estima que sería muy positivo el que dentro de los treinta días naturales contados a partir del inicio de la
vigencia de la norma oficial mexicana NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de Calidad de los Petrolíferos, el
Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos instalará un
grupo técnico de trabajo al cual se invitará a los sectores gubernamental, social, privado y de investigación
especializada para analizar la transición óptima de dicha Norma hacia estándares más avanzados en materia
ambiental donde se considerarán todos los elementos adicionales que arrojen estudios específicos a las
condiciones del país, considerando tanto los costos como beneficios–sociales, económicos, de salud
pública y medio ambiente–de estándares más avanzados.
CUARTO. Que el artículo 4 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo establece que los actos
administrativos de carácter general que expidan las dependencias de la Administración Pública Federal, tales
como la Norma Oficial Mexicana objeto del presente Acuerdo aprobada por el Comité, deberán publicarse en
el DOF para que produzcan efectos jurídicos.
QUINTO. Que una vez agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización, la Comisión considera procedente publicar la norma oficial mexicana NOM-016-
CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos en el DOF.
Por lo anteriormente expuesto y con fundamento en los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica
de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, 5, 22, fracciones I, II, III, VIII, X, XVI, XXIV, XXVI,
inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción I y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética; 1, 2, 48, fracción II, 78, 79, 95 y 131 de la Ley de Hidrocarburos; 1, 3, fracción XI, 38, fracción II,
40 fracciones I y XIII, 47, fracción IV, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, 3, 4, 69-A
y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 28 y 34 del Reglamento de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización; 1, 2, 3, 6 fracción I, 10, 11, 13, 16, primer párrafo y fracción I, 17, fracción I y 59,
fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, la Comisión Reguladora de Energía:
ACUERDA
PRIMERO. Se expide la norma oficial mexicana NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los
petrolíferos y se ordena su publicación en el Diario Oficial de la Federación. Dicha norma se anexa a este
Acuerdo como si a la letra se insertare.
SEGUNDO. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/035/2016, en el registro al que se refieren los
artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en
Materia Energética.
Ciudad de México, a 12 de agosto de 2016.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.-
Los Comisionados: Marcelino Madrigal Martínez, Noé Navarrete González, Luis Guillermo Pineda
Bernal, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez, Jesús Serrano Landeros, Guillermo Zúñiga Martínez.-
Rúbricas.
JESÚS SERRANO LANDEROS, Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y Presidente del
Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos, con fundamento
en los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción
II, 4, 5, 22, fracciones I II, X y XXVII, 41, fracción I y 42, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados
en Materia Energética; 78, 79 y 84, fracciones III, IV y XV de la Ley de Hidrocarburos; 38, fracciones II, V y IX,
40, fracción I y XIII, 41, 44, 45, 46, 47, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, 4, 16,
57, fracción I, 69-A y 69-H, de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 28, 34 y 80 del Reglamento de
la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y 22, 31, 36 y 53 del Reglamento de las Actividades a que se
refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, y
RESULTANDO
Primero. Que la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (la LORCME)
establece, en su artículo 41, fracción I, que la Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) tiene la
atribución de regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de transporte, almacenamiento,
distribución y expendio al público de petrolíferos.
Segundo. Que, de igual forma, el artículo 42 de la LORCME establece que la Comisión fomentará el
desarrollo eficiente de la industria, promoverá la competencia en el sector, protegerá los intereses de los
usuarios, propiciará una adecuada cobertura nacional y atenderá a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en
el suministro y la prestación de los servicios.
CONSIDERANDO
Primero. Que, de acuerdo con lo dispuesto por los artículos 2, 3 y 22, fracción II de la LORCME, la
Comisión es una Dependencia del Poder Ejecutivo Federal con autonomía técnica, operativa y de gestión, y
con personalidad jurídica, y cuenta con atribuciones para expedir, supervisar y vigilar las normas oficiales
mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su competencia.
Segundo. Que los artículos 78 y 79 de la Ley de Hidrocarburos establecen que las especificaciones de
calidad de los Petrolíferos serán establecidas en las normas oficiales mexicanas que al efecto expida la
Comisión y que las especificaciones de calidad corresponderán con los usos comerciales, nacionales e
internacionales, en cada etapa de la cadena de producción y suministro. De igual forma, los métodos de
prueba, muestreo y verificación aplicables a las características cualitativas, así como al volumen en el
Transporte, Almacenamiento, Distribución y, en su caso, el Expendio al Público de Petrolíferos, se
establecerán en las normas oficiales mexicanas que para tal efecto expidan la Comisión y la Secretaría de
Economía, en el ámbito de su competencia.
Tercero. Que, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización (LFMN), corresponde a las dependencias según su ámbito de competencia,
expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones y verificar que los
procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
Cuarto. Que, de acuerdo con el artículo 40, fracciones I y XIII, de la LFMN, las normas oficiales mexicanas
tendrán como finalidad, entre otras, establecer las características y/o especificaciones que deben reunir los
equipos, materiales, dispositivos e instalaciones industriales, comerciales, de servicios y domésticas para
fines sanitarios, acuícolas, agrícolas, pecuarios, ecológicos, de comunicaciones, de seguridad o de calidad y
particularmente cuando sean peligrosos.
Quinto. Que todos los petrolíferos que se comercializan en México deben cumplir especificaciones de
calidad, de tal forma que no representen un riesgo a la salud de las personas, a sus bienes y al medio
ambiente, y sean compatibles con las establecidas por aquellos países con los que México guarda relación
comercial.
Sexto. Que, con el fin de promover el desarrollo eficiente de las actividades de producción, transporte,
almacenamiento, distribución y expendio al público de petrolíferos y salvaguardar la prestación de dichos
servicios, fomentar una sana competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una
adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en las actividades
permisionadas, es necesario contar con una regulación técnica de observancia obligatoria que establezca las
especificaciones de calidad de dichos petrolíferos, para lo cual la Comisión ha diseñado un marco normativo
que cumple con dicho objeto.
Séptimo. Que el objeto de la presente Norma Oficial Mexicana es establecer las especificaciones de
calidad que deben cumplir los petrolíferos en cada etapa de la cadena de producción y suministro, incluyendo
la importación, con el objeto de promover el desarrollo eficiente de las actividades a que hace referencia el
Considerando anterior.
Octavo. Que los costos de verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad, contenidas en la
presente regulación, resultan inferiores en comparación a los costos y perjuicios que se pueden ocasionar por
petrolíferos fuera de especificaciones de calidad con repercusiones graves a la población, a los bienes, la
industria, la prestación de servicios y al ambiente, se expide la:
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-016-CRE-2016, ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE LOS
PETROLÍFEROS
ÍNDICE
1. Objetivo
2. Campo de aplicación
3. Definiciones
4. Especificaciones de calidad de los petrolíferos
5. Muestreo y medición de las especificaciones de los petrolíferos
6. Métodos de prueba
7. Bibliografía
8. Verificación anual
9. Grado de concordancia con normas y lineamientos internacionales
10. Vigilancia de esta Norma
Transitorios
Anexo 1. Diésel automotriz con un contenido total máximo de azufre de 15 mg/kg
Anexo 2. Combustible con un contenido máximo total de azufre de 2 % en masa
Anexo 3. Procedimiento para la evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-
016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos.
Anexo 4. Pruebas de control.
1. Objetivo
Esta Norma Oficial Mexicana (en lo sucesivo la Norma) tiene como objeto establecer las especificaciones
de calidad que deben cumplir los petrolíferos en cada etapa de la cadena de producción y suministro, en
territorio nacional, incluyendo su importación.
2. Campo de aplicación
Esta Norma es aplicable en todo el territorio nacional a las gasolinas, turbosina, diésel automotriz, diésel
agrícola y marino, diésel industrial, combustóleo, gasóleo doméstico, gasavión, gasolina de llenado inicial,
combustóleo intermedio y gas licuado de petróleo en toda la cadena de producción y suministro,
incluyendo su importación.
3. Definiciones
Además de las definiciones previstas en el marco jurídico aplicable, para efectos de la Norma, se
entenderá por:
3.1. Aditivo: Sustancia química añadida a los petrolíferos con el objeto de proporcionarles propiedades
específicas. Se excluyen los oxigenantes que se agregan a las gasolinas y los odorizantes al gas licuado de
petróleo.
3.2. Año calendario: Periodo comprendido entre el 1 de enero al 31 de diciembre.
3.3. Centros de producción: Conjunto de instalaciones donde se llevan a cabo el procesamiento del gas
natural, así como la refinación del petróleo y su transformación en los cuales se producen petrolíferos.
3.4. Combustóleo: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos pesados, resultante
de varios procesos en la refinación del petróleo, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se
describen en la Tabla 9.
3.5. Combustóleo intermedio: (IFO por sus siglas en inglés, Intermediate Fuel Oil), es una mezcla de
combustóleo con otros petrolíferos ligeros usado para propulsión de embarques de altura, cuyas propiedades
físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 11.
3.6. Comisión: Comisión Reguladora de Energía.
3.7. Diésel agrícola/marino: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos,
principalmente parafinas no ramificadas, que está destinado a utilizarse en motores a diésel para servicio
agrícola y marino, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 7.
3.8. Diésel automotriz: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente
parafinas no ramificadas, que puede contener aditivos, destinado a utilizarse en motores a diésel para servicio
automotriz, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 7.
3.9. Diésel industrial: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente
parafinas no ramificadas, utilizado en procesos de combustión a fuego directo en la industria, cuyas
propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 9.
3.10. DUBA: Diésel de Ultra Bajo Azufre, aquel diésel automotriz cuyo contenido máximo de azufre es de
15 mg/kg.
3.11. Emergencia: Situación derivada de una actividad humana o fenómeno natural que al ocurrir afecta
la calidad del o los petrolíferos y que requiere ser declarada como tal por parte de la Comisión, previa entrega
de información que la sustente por parte del Permisionario que la invoca.
3.12. Enajenación: Acto jurídico por el cual se transmite la propiedad de los petrolíferos a título oneroso o
gratuito.
3.13. Gas Licuado de Petróleo (GLP): Petrolífero obtenido de los procesos de la refinación del petróleo y
de las plantas procesadoras de gas natural, compuesto principalmente de gas propano y butano que cumple
con las especificaciones de la Tabla 13.
3.14. Gasavión: Petrolífero en fase líquida cuyas propiedades son adecuadas para su consumo en
aviones con motores de ignición por chispa eléctrica, cuyas especificaciones se describen en la Tabla 10.
3.15. Gasóleo doméstico: Petrolífero formado por mezclas de hidrocarburos pesados y ligeros, cuyas
propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 9.
3.16. Gasolina: Petrolífero formado por la mezcla de hidrocarburos líquidos volátiles, principalmente
parafinas ramificadas, aromáticos, naftenos y olefinas, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones
se describen en las Tablas 1 a 6.
3.17. Gasolina de llenado inicial: Petrolífero que se utiliza en los motores de autos nuevos, cuyas
propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 12.
3.18. Gasolina para mezcla final. Gasolinas de importación (denominadas genéricamente en EU
como Blendstock for Oxygenated Blend (BOB), Reformulated Blendstock for Oxygenated Blend (RBOB),
Conventional Blendstock for Oxygenated Blend (CBOB) o California Air Resources Blendstock for Oxygenated
Blend (CARBOB) u otras denominaciones equivalentes de otros países) o que se encuentran en las
instalaciones del productor o almacenista en territorio nacional, que requieren de aditivación o mezclado
adicional para formular una gasolina que cumpla con las especificaciones de la Norma, previo a su
comercialización.
3.19. Gasolina Premium: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 91.
3.20. Gasolina de referencia: Gasolina regular que cumple con los parámetros establecidos en la Tabla
5.1 de la Norma, misma que se utiliza para realizar las pruebas de desempeño de los aditivos detergentes
dispersantes.
3.21. Gasolina Regular: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 87.
3.22. Importador: Permisionario de importación que introduce petrolíferos al país con el objeto de
transferirlos a título oneroso o gratuito.
3.23. Informe de resultados: Documento emitido por un laboratorio de prueba acreditado en los términos
de la LFMN, en el que se hacen constar los resultados de las pruebas que para tal efecto se incluyen en la
Norma.
3.24. LFMN: Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
3.25. Lote: De acuerdo con la actividad con que se relacione, se define como sigue:
1. Para efectos del petrolífero proveniente de producción: Producto obtenido de una sola operación
continua de refinación o de un centro procesador de gas que cuenta con propiedades determinadas.
2. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de ducto: Producto
recibido o entregado de forma continua por una persona física o moral que cuenta con propiedades
determinadas, el cual proviene de una única operación de producción o mezcla.
3. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de buquetanque:
Producto recibido o entregado por una persona física o moral en un tanque de almacenamiento
específico de un buquetanque que cuenta con propiedades determinadas.
4. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de autotanques,
carrotanques y semirremolques: Producto recibido o entregado por una persona física o moral,
proveniente de una sola operación de producción o mezcla que cuenta con propiedades
determinadas.
5. Para efectos del petrolífero contenido en sistemas de almacenamiento: Producto recibido o a
entregar, contenido en un tanque de almacenamiento, formado por uno o la mezcla de dos o más
lotes, el cual cuenta con propiedades determinadas.
3.26. Marcador: Sustancia química que se agrega a los petrolíferos que sin afectar sus propiedades
físicas y/o químicas ni sus especificaciones técnicas, permite identificar el combustible marcado.
3.27. Normas aplicables: Son las normas oficiales mexicanas (NOM), normas mexicanas (NMX), las
normas o lineamientos internacionales, así como las normas, códigos y/o estándares extranjeros que sean
adoptados y aplicables a la Norma.
3.28. Odorizante: Sustancia química compuesta primordialmente por mercaptanos que se añade
deliberadamente a gases esencialmente inodoros, como en el caso del GLP, para advertir su presencia en
caso de fuga.
3.29. Petrolíferos: Productos que se obtienen de la refinación del Petróleo o del procesamiento del Gas
Natural y que derivan directamente de Hidrocarburos, tales como gasolinas, diésel, querosenos, combustóleo
y Gas Licuado de Petróleo, entre otros, distintos de los Petroquímicos;
3.30. Productor: Permisionario que produce petrolíferos en territorio nacional.
3.31. Punto de internación al país: Punto donde el importador asume la custodia del petrolífero, en
territorio nacional, proveniente del extranjero.
3.32. Transferencia de custodia: Cambio de responsabilidad en el manejo de petrolíferos entre
actividades permisionadas.
3.33. Turbosina (Jet A-1): Petrolífero proveniente del destilado intermedio del petróleo cuyas propiedades
físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 8.
3.34. Zona Fronteriza Norte (ZFN): En relación al diésel automotriz, el área integrada por los municipios
siguientes:
1. Estado de Baja California: Ensenada, Mexicali, Playas de Rosarito, Tecate y Tijuana.
2. Estado de Sonora: Agua Prieta, Altar, Atil, Bacoachi, Bavispe, Cananea, Cucurpe, Fronteras,
General Plutarco Elías Calles, Imuris, Magdalena, Naco, Nogales, Oquitoa, Puerto Peñasco, San
Luis Río Colorado, Santa Ana, Santa Cruz, Sáric y Tubutama.
3. Estado de Chihuahua: Ahumada, Ascensión, Buenaventura, Casas Grandes, Galeana, Guadalupe,
Ignacio Zaragoza, Janos, Juárez, Nuevo Casas Grandes y Práxedis Guerrero.
4. Estado de Coahuila: Acuña, Allende, Guerrero, Hidalgo, Jiménez, Juárez, Morelos, Múzquiz, Nava,
Piedras Negras, Sabinas, San Juan de Sabinas, Villa Unión y Zaragoza.
5. Estado de Nuevo León: Anáhuac, Dr. Coss, General Bravo, General Terán, Los Aldamas y Parras.
6. Estado de Tamaulipas: Camargo, Guerrero, Gustavo Díaz Ordaz, Matamoros, Méndez, Mier,
Miguel Alemán, Nuevo Laredo, Reynosa, Río Bravo, San Fernando y Valle Hermoso.
3.35. Zona Metropolitana de Guadalajara (ZMG): El área integrada por los siguientes municipios del
Estado de Jalisco: Guadalajara, Ixtlahuacán del Río, Tlaquepaque, Tonalá, Zapotlanejo y Zapopan.
3.36. Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM): El área integrada por los siguientes municipios del
Estado de Nuevo León: Apodaca, Benito Juárez, General Escobedo, Guadalupe, Monterrey, San Nicolás de
los Garza, San Pedro Garza García y Santa Catarina.
3.37. Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM): El área integrada por las 16 demarcaciones
políticas de la Ciudad de México y los siguientes municipios del Estado de México: Acolman, Atizapán de
Zaragoza, Atenco, Coacalco, Cuautitlán, Cuautitlán Izcalli, Chalco, Chicoloapan, Chimalhuacán, Ecatepec,
Huixquilucan, Ixtapaluca, Jaltenco, La Paz, Melchor Ocampo, Naucalpan de Juárez, Nextlalpan,
Nezahualcóyotl, Nicolás Romero, Tecámac, Teoloyucan, Tepotzotlán, Texcoco, Tlalnepantla de Baz, Tultepec,
Tultitlán, Valle de Chalco Solidaridad y Zumpango.
3.38. Zona resto del país: Es el área geográfica dentro del territorio nacional de acuerdo a lo siguiente:
2. En el caso del diésel automotriz, la que excluye a las ZMVM, ZMM, ZMG y ZFN y, en su caso, los
corredores DUBA referidos en el Anexo 1 de la Norma;
3. En el caso de petrolíferos de uso industrial, la que excluye a la ZMVM, ZMM, ZMG, así como los
Corredores industriales y centros de población definidos en el Anexo 2 de la Norma.
4. En el caso del GLP, la que excluye a ZMVM y las ciudades de Puebla, Toluca, Querétaro y
Monterrey.
4.1. Las especificaciones previstas en las Tablas 1 a la 13 de la Norma son obligatorias, por lo que
deberán ser cumplidas por el productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor y expendio al
público, en lo conducente y, en general, por la persona que comercialice o enajene los petrolíferos.
Para efectos de determinar el cumplimiento de los resultados observados o calculados respecto de los
valores límites establecidos en las Tablas 1 a 13, en caso de recurrir al redondeo, los valores producidos en la
determinación de la calidad deben redondearse a la unidad más próxima de la cifra significativa situada a la
extrema derecha del valor límite. En el caso de límites expresados como un número entero, las unidades son
siempre cifras significativas, incluyendo el cero final. Los criterios de redondeo no aplican cuando se rebasan
los límites máximos o se está por debajo de los límites mínimos permisibles de la Norma.
Para las especificaciones de las Tablas 1 a la 13, así como las del Anexo 4, el término "informar" significa
reportar el valor obtenido, en su caso, como resultado de la evaluación de la conformidad, en el informe de
resultados, certificado de calidad o documento de naturaleza jurídica y técnica análogo según el país de
procedencia.
VII. Cualquier otra que haya faltado para dar cumplimiento a la Norma
Si bien es una práctica internacional de la industria producir, importar y comercializar Gasolinas para
mezcla final, la composición final del producto terminado deberá cumplir con todas las pruebas referidas en la
Norma y no se comercializarán productos que después de aditivarse, no cumplan con la misma.
Clase de volatilidad(1)
kPa 54 62 69 79
Presión de Vapor 2
( )
OBSERVACIONES:
(1) Las clases de volatilidad mencionadas en la Tabla 1 corresponden a las de la especificación para
combustible de motores de encendido por chispa (ASTM D4814). La volatilidad de un combustible se
especifica con una designación alfanumérica que utiliza una letra de la Tabla 1 y un número de la
Tabla 2.
(2) La presión de vapor se especifica para combustibles de motores de encendido por chispa y se
establece un valor máximo para cada clase de volatilidad (ASTM D4814). Para gasolina y mezclas
oxigenadas de gasolina, la determinación de la presión de vapor se efectúa de acuerdo al método de
presión de vapor (ASTM D4953, D5191, D5482 o D6378).
(3) La denominación de volatilidad AA corresponde a la especificación de las gasolinas que se
comercializan todo el año en las Zonas Metropolitanas del Valle de México y Guadalajara, sin
considerar la variación de la temperatura ambiente por estacionalidad.
(4) Las temperaturas de destilación de las Tablas 1 a 13 de la Norma están indicadas en grados
Celsius (ºC), normalizadas a una presión de 101.325 kilopascales (kPa) (760 mm Hg) y se
determinan mediante el método de Destilación para Productos de Petróleo (ASTM D86, ASTM
D7344 o ASTM D7345). En el numeral 9. Bibliografía de la Norma se pueden encontrar los métodos
de prueba ASTM indicados en las Tablas 1 a 13.
TABLA 2. ESPECIFICACIONES PARA PROTECCIÓN CONTRA SELLO DE VAPOR
Clase de protección contra sello de vapor 1 2 3
Temperatura (°C) mínima para crear una relación vapor/líquido igual a 20, (1) 54 50 47
determinada con base al método proporción vapor-líquido de combustibles para
(2) 60 56 51
motores de encendido por chispa (ASTM D5188, D2533).
OBSERVACIONES:
Zona Estados
Norte Nuevo León, Chihuahua, Durango, Coahuila, Tamaulipas, San Luis Potosí.
Baja California, Baja California Sur, Sonora, Sinaloa, Nayarit, Colima, Guerrero, Oaxaca,
Pacífico
Chiapas.
Valor límite
Propiedad Unidad Método de prueba
Gasolina
Gasolina Regular
Premium
(1) Corrosión al Cu, 3 Adimensional Detección de corrosión por cobre en productos de petróleo Estándar # 1 Estándar # 1
horas a 50 °C por la prueba de mancha de tira de cobre (ASTM D130) máximo máximo
(2) Corrosión a la Ag, Adimensional Determinación de corrosividad a la plata por gasolinas por el Estándar # 1 Estándar # 1
método de placa de plata (ASTM D7667, ASTM D7671) máximo máximo
kg/m3 Gomas existentes en combustibles por evaporación por 0.050 máximo 0.050 máximo
Goma lavada
(mg/100mL) chorro (ASTM D381) (5 máximo) (5 máximo)
kg/m3 Gomas existentes en combustibles por evaporación por 0.7 máximo 0.7 máximo
Gomas no lavadas
(mg/100mL) chorro (ASTM D381) (70 máximo) (70 máximo)
Estabilidad de oxidación de gasolina (Método de periodo de
Periodo de inducción Minutos 240 mínimo 240 mínimo
inducción, ASTM D525)
Número de octano Número de octano Research de combustible para motores
Adimensional 94.0 mínimo Informar
(RON)(2) de encendido por chispa (ASTM D2699)
Número de octano Número de octano Motor de combustibles para motores de
Adimensional Informar 82.0 mínimo
(MON) (2) encendido por chispa (ASTM D2700)
Número de octano Research de combustible para motores
Índice de octano de encendido por chispa (ASTM D2699)
Adimensional 91 mínimo 87.0 mínimo
(RON+MON)/2(2) Número de octano Motor de combustibles para motores de
encendido por chispa (ASTM D2700)
En concentración que cumpla con
Aditivo detergente Evaluación de gasolinas libres de plomo en motores de
mg/kg la especificación de la EPA en el
dispersante(1) combustión interna (ASTM D5598, ASTM D5500)
apartado 80.165 del CFR.
OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) El aditivo deberá agregarse a las gasolinas en territorio nacional durante la carga de los
autotanques u otro medio de transporte, en las instalaciones de almacenistas y distribuidores en el
punto más cercano al expendio al público, y demostrar en un reporte semestral (como parte de la
información que evaluará anualmente la Unidad de Verificación), que se utiliza la cantidad requerida
de aditivo mediante el balance de gasolina producida o importada y el consumo de aditivo
correspondiente.
El parámetro gomas no lavadas deberá determinarse previo a la adición del aditivo detergente
dispersante.
Sólo podrán utilizarse aditivos probados de acuerdo con los métodos ASTM D5598 y ASTM D5500 en
laboratorios acreditados y aprobados en términos de la LFMN. Los tecnólogos de aditivos deberán
utilizar para las pruebas de certificación, gasolinas producidas o importadas que reúnan las
siguientes características:
Tabla 5.1 Especificaciones de Gasolina de referencia para la prueba de Aditivos mediante los métodos
ASTM D5598 o D5500
Depósitos mínimos
Azufre, Temperatura de
Olefinas, % Aromáticos, % Oxigenante, % requeridos en la prueba
Gasolina mg/kg, destilación al 90%
vol. mínimo vol. mínimo vol. mínimo ASTM D5500 (promedio mg/
mínimo (C), mínimo
válvula)
Regular sin
80 170 11.4 31.1 0 290
oxigenantes
Dichos combustibles deberán cumplir con la volatilidad A y demás especificaciones de las Tablas 1 y
5.
(2) La aplicación de los métodos de prueba ASTM D2699 y ASTM D2700 por medio de los
instrumentos citados en estos estándares, son requeridos para determinar la calidad en producción e
importación. El uso de los análisis de referencia basados en las metodologías Mid-IR (Mid-Infrarred)
y Near-IR (Near-Infrarred) para la determinación del índice de octano, MON y RON a que se refiere la
Norma en su numeral 6.3, son aplicables exclusivamente para efectos de las pruebas de control
referidas en la presente sección, para lo cual se acepta una tolerancia máxima de 0.3 números de
octano respecto del obtenido previamente mediante los métodos ASTM D2699 y ASTM D2700.
Valor límite
Propiedad Unidad Método de prueba
Diésel
Diésel agrícola/ marino
Automotriz
Temperaturas de destilación:
(2) Número de cetano (2) Adimensional Número de cetano del diésel (ASTM D613) 45 mínimo 45 mínimo
Cenizas % masa Cenizas en productos de petróleo (ASTM D482) 0.01 máximo 0.01 máximo
Lubricidad(4) micrones HFRR Test (ASTM D6079, ASTM D7688) 520 máximo 520 máximo
(1) Punto de humo, o mm ASTM D1322, Punto de humo en querosenos y 25.0 mínimo, o
combustibles para turbinas de aviación
(2) Punto de humo y mm, ASTM D1322, Punto de humo en querosenos y 18.0 mínimo y
combustibles para turbinas de aviación
Código ISO
≥ 4 µm
≥ 6 µm
ASTM D7619 Standard Test Method for Sizing Reportar resultado con base en
≥ 14 µm and Counting Particles in Light and Middle la Tabla 1 de la Norma ISO
Distillate Fuels, by Automatic Particle Counter 4406
≥ 21 µm
≥ 25 µm
≥ 30 µm
OBSERVACIONES:
(1) En sustitución de esta especificación, se podrá determinar la densidad a 15 °C, cuyo valor límite
fluctuará entre 0.775 y 0.840 kg/L.
(2) Los resultados obtenidos con el método ASTM D 2887, se deberán convertir al resultado estimado
en correlación con el método ASTM D 86, utilizando la fórmula que se describe en el Apéndice X4 del
método ASTM D 2887.
(3) Los resultados obtenidos por el método ASTM D 7345, se deberán corregir para el sesgo relativo
como se describe en el método ASTM D7345.
(4) La temperatura de inflamación será 42 °C mínimo, para clientes de exportación que así lo soliciten.
(5) El poder calorífico se calcula en MJ/kg, usando las tablas y las ecuaciones descritas en el Método
de Prueba Estimación del poder calorífico para combustibles para aviación. No se debe considerar el
azufre para el cálculo del poder calorífico.
(6) Los resultados obtenidos por el método ASTM D 7042, se deberán convertir a valores de
viscosidad cinemática con sesgo corregido, utilizando las fórmulas descritas en la subsección 15.4.4.
de la ASTM D7042.
(7) La prueba de estabilidad térmica (ASTM D3241) debe efectuarse a 260 °C durante 2.5 horas. Los
tubos de calentamiento reconocidos como equivalentes por el protocolo RR:D02-1550 son aceptados
para el reporte de prueba de la ASTM D3241.
(8) Para la ejecución de la prueba de partículas contaminantes, se podrá utilizar el método ASTM
D7619 o alguno de los Métodos IP564, IP565 e IP577.
(9) La prueba FAME, sólo será obligatoria si el combustible es transportado en poliducto donde se
transporte Biodiésel, o si el medio de transporte (buquetanque, carrotanque o autotanque) transportó
previamente biodiésel.
(10) Se permite el uso de los aditivos indicados en la Tabla 2. de la ASTM D1655, así como en la
Tabla A.5.4 del British Ministry of Defense Standard DEF STAN 91-91 Turbine Fuel, Kerosine
Type, Jet A-1, en las concentraciones y con todas las consideraciones en mencionadas en dichas
tablas.
TABLA 9.- ESPECIFICACIONES DE PETROLÍFEROS DE USO INDUSTRIAL
Valor límite
Propiedad Unidad Método de prueba Diésel Gasóleo
Combustóleo
industrial doméstico
Densidad, densidad relativa
(gravedad específica) o gravedad
Gravedad específica a 20/4 de petróleo crudo y productos
Adimensional Informar Informar Informar
°C líquidos de petróleo por Método de
hidrómetro
(ASTM D1298, ASTM D4052)
Temperatura de inflamación: Prueba
Pensky-Martens, de copa cerrada
Temperatura de inflamación °C 45.0 mínimo 45.0 mínimo 60.0 mínimo
(ASTM D93, ASTM D7094, ASTM
D3828)
Punto de fluidez de productos.
Temperatura de escurrimiento °C 10 máximo 10 máximo -------
(ASTM D97)
Destilación de productos de petróleo
Destilación (90 % destila a) °C (ASTM D86, ASTM D7344, ASTM 345.0 máximo 345.0 máximo -------
D7345)
Viscosidad cinemática de líquidos
transparentes y opacos (Cálculo de 1.900 a 4.100 a 1.900 a 4.100 a 150.0 a 1166 a 50
Viscosidad cinemática cSt
viscosidad dinámica, ASTM D445, 40 °C 40 °C °C
ASTM D88, ASTM D2161)
Azufre en productos de petróleo por
espectroscopia de fluorescencia de
rayos X por dispersión de energía
(ASTM D4294) 0.5 0.05
Azufre(2) % masa máximo 0.05 máximo 0.05 4.4 máximo
Determinación de azufre total en
máximo(1) máximo(1)
hidrocarburos ligeros.
(ASTM D5453, ASTM D7220, ASTM
D2622, ASTM D7039)
Valor límite
Propiedad Unidad Método de prueba
Mínimo Máximo
OBSERVACIONES
(1) Las tolerancias de precisión por repetibilidad, reproducibilidad y tendencia establecidas en los
métodos ASTM, aplican en los análisis comparativos de calidad del producto.
(2) Los métodos establecidos en esta tabla deberán utilizarse invariablemente y se podrá utilizar un
método alterno ASTM en caso de falla o reparación del equipo analítico principal, conforme a las
disposiciones jurídicas aplicables.
(3) Las temperaturas de destilación deben ser corregidas a 101.325 kPa (760 mm Hg).
(4) Solamente se podrá adicionar en forma de mexoctán azul.
(5) En el Método ASTM D4529 el valor que se obtiene es calculado. En caso de discrepancia, el
método ASTM D4809 deberá preferirse.
(6) Solamente se podrán utilizar los compuestos siguientes:
2,6 diterbutil 4 metilfenol; 2,4 dimetil 1,6 terbutilfenol y 2,6 diterbutil fenol
En las mezclas siguientes:
75 % mín de 2,6 diterbutil fenol y 25 % máx de la mezcla de di y tri terbutilfenol.
75 % mín de di y tri isopropil fenol y 25 % máx de la mezcla de di y tri terbutil fenol
72. mín de 2,4 dimetil 1,6 terbutilfenol y 28 % máx de la mezcla de monometil y dimetil terbutilfenol
(7) El colorante azul será esencialmente 1, 4 dialkil amino-antraquinona a una concentración máxima
de 4.7 mg/gal; en el amarillo será p – dietil amino – azo benceno a una concentración máxima de 7.0
mg/gal.
(8) En relación a otros aditivos, adicionales a los ya referidos en las obligaciones anteriores, se estará
a lo establecido en la sección 6.3 de la ASTM D910.
Destilación
el 10 % destila a: ºC - 55.0
Destilación de productos de petróleo (ASTM D86, ASTM
el 50 % destila a: ºC D7345) - 85.0
el 90 % destila a: ºC - 130.0
Temp. Final de Ebullición ºC - 190.0
- 10.50
Marzo a octubre
lb/pulg2 - (72.40)
Presión de vapor (ASTM D4953, ASTM
Presión de Vapor
(kPa) D5191)
Noviembre a - 11.50
febrero - (73.30)
ZMVM y las
Propiedad Unidad Método de Prueba
ciudades de Puebla,
Resto del País
Toluca, Querétaro y
Monterrey
Composición (2) :
Etano 2.50 máximo 2.50 máximo
Propano Análisis de gases licuados de petróleo (LP) y
60.00 mínimo 60.00 mínimo
% vol. concentrados de propano por cromatografía
n-butano + iso-butano de gases (ASTM D2163) 40.00 máximo 40.00 máximo
Pentano y más pesados 2.00 máximo 2.00 máximo
Olefinas totales Informar 2 máximo
Corrosión de placa de cobre, 1 Corrosión de cobre por gases licuados de Estándar no. 1 Estándar no. 1
Adimensional
hora a 37.8°C petróleo (LP) (ASTM D1838) máximo máximo
OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) El GLP, por razones de seguridad, deberá ser odorizado conforme a lo establecido en las Normas
aplicables, por ejemplo, National Fire Protection Association, NFPA 58 LP-Gas Code.
(2) El GLP importado mediante el Sistema de transporte por medio de ductos Hobbs-Méndez, podrá
presentar un contenido máximo de etano de 5 % vol., siempre y cuando la presión de vapor en
exceso a la atmosférica a una temperatura de 37.8 °C no exceda de 1379 kPa (200 lb/pulg 2).
4.3. Aditivos adicionales no especificados en la Norma. Cuando se pretenda utilizar aditivos que no
estén establecidos en la presente Norma, incluyendo oxigenantes y compuestos mejoradores de octano en las
gasolinas, el interesado deberá obtener previamente la autorización de la Comisión conforme a lo establecido
en el Artículo 49 de la LFMN y los correlativos de su Reglamento. Además de lo previsto en estas
disposiciones legales, la solicitud deberá incluir la información que soporte que estos compuestos y su adición
a los petrolíferos no representan un riesgo a los sistemas de control de los equipos de consumo o de los
vehículos, ni se produce ningún efecto nocivo en la salud de la población y en el ambiente. En el caso de los
compuestos organometálicos, el interesado deberá obtener, previamente, la opinión técnica favorable para su
uso por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales.
4.4. Está prohibido agregar a los petrolíferos cualquier otra sustancia no prevista en las Tablas 1 a 13, o
que no esté autorizada por la Comisión conforme a lo establecido en la disposición 4.3 de la Norma, excepto
marcadores en términos de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en Materia de Marcación
que al efecto se emitan.
4.5. Emergencia. El Permisionario deberá proporcionar a la Comisión, en un plazo no mayor a 72 horas,
después de haber ocurrido el incidente, lo siguiente:
I. Descripción de los hechos que afectan o pudieran afectar el sistema o sistemas permisionados;
II. Precisar la causa antropogénica o natural de la emergencia;
III. Capacidad del o los sistemas y servicios de almacenamiento, transporte o distribución afectados,
así como su impacto en las especificaciones de calidad del o los petrolíferos afectados;
IV. Sistemas o actividades permisionadas afectados colateralmente y efectos colaterales, en su caso;
V. Plan de acción y cronograma relativo a las medidas que se implementarán para volver a las
condiciones normales de operación de los sistemas afectados;
VI. Estimación de la duración de la emergencia, y
VII. Otra información relacionada que se considere relevante.
En base a la información presentada, la Comisión resolverá sobre la condición de emergencia, las
medidas que se implementarán, la modificación a las especificaciones de calidad establecidas en la Norma,
en su caso, y duración de la emergencia.
5. Muestreo y medición de las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
5.1. Responsabilidades en materia de muestreo y medición de las especificaciones de calidad de
los petrolíferos.
La responsabilidad de la toma de muestras y determinación de las especificaciones de calidad recaen en:
a. Los productores
b. Los importadores
c. Los transportistas
d. Los almacenistas y distribuidores
e. El expendedor al público
Con objeto de dar cumplimiento al numeral 5.2 del Anexo 3, el Permisionario deberá contar con una
gestión congruente con la práctica internacional relativa a los procedimientos implementados de muestreo,
calibración, registro y resguardo de la información, así como a la trazabilidad de todas las actividades
requeridas para dar cumplimiento a la Norma.
5.1.1. Los productores serán responsables de la calidad de los productos finales derivados de sus
procesos, para lo cual deberán realizar el muestreo en el tanque de almacenamiento del producto final,
determinarse las especificaciones de calidad de dichas muestras y entregar el informe de resultados en
términos de la LFMN previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto en territorio
nacional.
En los procesos de muestreo en la cadena de producción, se tomarán aquellas muestras representativas
por cada lote de producto final destinado a venta o entrega en territorio nacional, aplicando para el muestreo,
de manera enunciativa mas no limitativa, la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma. A
dichas muestras se les determinarán las especificaciones de las Tablas 1 a 13, según corresponda, y demás
previsiones establecidas en el texto de la Norma.
5.1.2. Los importadores serán responsables de la determinación de las especificaciones de calidad en el
punto de entrada al territorio nacional, así como en las instalaciones donde se realice el cambio de propiedad
o transferencia de custodia del producto En el caso de la Gasolina para mezcla final, se deberá estar a lo
establecido en el numeral 4.1 de la Norma.
El lote de producto importado debe contar con un informe de resultados en términos de la LFMN,
certificado de calidad o documento de naturaleza jurídica y técnica análogo según el país de procedencia, en
el cual haga constar que el petrolífero correspondiente cumple de origen con las especificaciones establecidas
en las Tablas 1 a 13; el informe de resultados deberá entregarse previo al cambio de propiedad o
transferencia de custodia. El certificado de calidad o documento análogo, deberá especificar la toma de
muestras, el lote, la ubicación del centro de producción y el lugar de origen del producto.
Para fines de cumplimiento de la Norma en la transferencia de custodia, deberá realizarse la toma de
muestras, la determinación de las especificaciones de calidad indicadas en el Anexo 4, previo al cambio de
propiedad o transferencia de custodia, así como la elaboración del informe de resultados en términos de la
LFMN, como se detalla a continuación:
a. En el supuesto de importarse petrolíferos por medio de buque tanque, el muestreo y la
determinación de las especificaciones de calidad se hará en las instalaciones correspondientes,
tomando las muestras representativas por embarque, aplicando la normativa a que hace referencia el
apartado 5.2 de la Norma.
b. En el caso de su importación por medio de carrotanque, autotanque o semirremolque, se tomarán
las muestras representativas de una población de vehículos con producto proveniente del mismo
lote, aplicando la normativa a que hace referencia el numeral 5.2 de la Norma. A dichas muestras se
les determinará las especificaciones de calidad correspondientes. Tratándose de la entrega directa
del petrolífero a instalaciones donde se lleva a cabo el expendio al público, bastará con la
entrega del certificado de origen al momento del cambio de propiedad o transferencia de custodia.
c. En relación a su importación por medio de ducto, el muestreo y la determinación de las
especificaciones de calidad se realizarán en las instalaciones de medición previo al cambio de
propiedad o transferencia de custodia, por lo que se tomará para cada lote las muestras
representativas, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.3. Los transportistas serán responsables de la guarda del producto desde su recepción en la
instalación o sistema hasta su entrega; podrán realizar la medición de la calidad en el punto donde reciban el
producto en sus instalaciones o equipos, y deberán realizarla en el punto de entrega. Lo anterior, sin perjuicio
de que los Permisionarios, cuyos sistemas se encuentren interconectados, formalicen protocolos de medición
conjunta, conforme a lo establecido en el Artículo 31 del Reglamento de las actividades a que se refiere el
Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
En el caso del transporte en el Sistema Nacional de GLP, se deberá realizar el muestreo y la medición de
la calidad en los puntos de recepción y entrega del producto. Para tal efecto, se aplicará la normativa en
materia de muestreo a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
Los lotes de petrolífero transportado deben contar con un informe de resultados emitido por un laboratorio
de prueba, en términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables, en el cual haga constar que el
petrolífero cumple con las especificaciones aplicables, así como con la descripción del lote y, en su caso, la
ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto. El informe de resultados deberá
entregarse previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto.
Adicionalmente, se deberá realizar una toma de muestras y la determinación de las especificaciones de
calidad indicadas en el Anexo 4 previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia, como se detalla a
continuación:
a. En el supuesto de transportarse petrolíferos por medio de buquetanque, el muestreo y la
determinación de las especificaciones de calidad se hará en las instalaciones correspondientes,
tomando las muestras representativas por lote, aplicando la normativa a que hace referencia el
apartado 5.2 de la Norma.
b. En el caso de su transporte por medio de carrotanque, autotanque o semirremolque, se tomarán las
muestras representativas de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote,
aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma. A dichas muestras, se les
determinará las especificaciones de calidad correspondientes. Tratándose del transporte a
instalaciones donde se lleva a cabo el expendio al público, bastará con la entrega del documento en
el que se refieran las especificaciones de calidad del petrolífero que deriven del informe de
resultados correspondiente, previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia.
c. En relación a su transporte por medio de ductos, el muestreo y la determinación de las
especificaciones de calidad podrá realizarse en el punto de recepción de las instalaciones o equipos
de dicho sistema, sin embargo, deberá realizarse en los puntos de entrega a otros sistemas previo al
cambio de propiedad o transferencia de custodia del petrolífero de que se trate. Para ambos casos,
el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad se realizarán en las instalaciones
de medición, por lo que se tomará para cada lote las muestras representativas aplicando la normativa
a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.4. Los almacenistas y distribuidores serán responsables de la guarda del producto, desde su recepción
en la instalación o sistema hasta su entrega. Asimismo, los almacenistas serán responsables de conservar la
calidad y podrán realizar el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad del producto
recibido en su sistema, sin embargo, estarán obligados a realizarla para su entrega a otro sistema previo al
cambio de propiedad o transferencia de custodia. Lo anterior, sin perjuicio de que los Permisionarios, cuyos
sistemas se encuentren interconectados, formalicen protocolos de medición conjunta para cumplir con las
responsabilidades indicadas, conforme a lo establecido en los Artículos 22 y 36 del Reglamento de las
actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
Los lotes de producto almacenado y distribuido deben contar con un informe de resultados emitido por un
laboratorio de prueba, en términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables, en el cual haga constar que
el petrolífero cumple con las especificaciones de calidad aplicables, así como con la descripción del lote y, en
su caso, la ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto. El informe de
resultados deberá entregarse previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto.
Adicionalmente, se hará una toma de muestras y la determinación de las especificaciones de calidad
indicadas en el Anexo 4 previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia en las instalaciones
correspondientes, por lo que a la entrega de petrolíferos a buquetanque, carrotanque, autotanque,
semirremolque, vehículos de reparto y ductos, se tomarán las muestras representativas de cada lote de
producto, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.5. Con el objeto de garantizar la calidad de los petrolíferos en las actividades de expendio al público, la
Comisión podrá requerir a los permisionarios, de forma fundada y motivada, la información correspondiente
para efectos de regulación. El titular del permiso del expendio al público deberá contar con un documento en
el que se refieran las especificaciones de calidad del petrolífero que deriven del informe de resultados
correspondiente, de conformidad con la actividad permisionada de donde provenga el petrolífero. Dicho
documento deberá ser entregado por el almacenista, transportista o distribuidor al permisionario del expendio
al público, previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del petrolífero. Los permisionarios de
expendio al público deberán realizar cada trimestre el muestreo y la determinación de especificaciones de
calidad de los petrolíferos indicadas en las Tablas 1 a 13, según el petrolífero que se trate, en los tanques de
almacenamiento utilizados en sus instalaciones.
5.1.6. En el caso específico de aquellos petrolíferos que provengan de sistemas pertenecientes o bajo la
responsabilidad de la misma persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, la
transferencia del producto se realizará sin perjuicio de que las partes involucradas puedan pactar, en su caso,
realizar las pruebas de control indicadas en el Anexo 4.
5.1.7. En el caso de transporte de petrolíferos mediante recipientes sujetos a presión por medio de
carrotanque, autotanque o semirremolque, no será aplicable la obligación de toma de muestras y medición de
calidad establecidas en los puntos 5.1.3 letra b y 5.1.4 último párrafo de la Norma. No obstante lo anterior, se
deberá entregar el informe de resultados de origen en el proceso de transferencia de custodia.
5.2. Métodos de muestreo.
5.2.1. Con el fin de obtener muestras representativas de petrolíferos a que se refiere la Norma, deben
aplicarse las siguientes normas, incluyendo, pero sin limitarse a ellas: NMX-Z-12/1-1987, NMX-Z-1 2/ 2-1987,
NMX-Z-12/3-1987, y aquellas mencionadas en los numerales subsiguientes 5.2.2 a 5.2.4, en su caso.
5.2.2. Para el muestreo de petrolíferos en fase líquida a presión atmosférica, se deberá aplicar la versión
vigente del método ASTM D4057 Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum
Products o aquel que la sustituya en caso de elegirse un muestreo manual; en caso de elegir un muestreo
automático, se deberá usar la versión vigente del método ASTM D4177 Standard Practice for Automatic
Sampling of Petroleum and Petroleum Products o aquellos que los sustituyan.
5.2.3. Para el caso del gas licuado de petróleo, se deberá aplicar la versión vigente del método ASTM
D1265, Standard Practice for Sampling Liquefied Petroleum (LP) Gases, Manual Method, para muestreo
manual o el ASTM D4177 Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products
para el muestreo automático, o aquellos que los sustituyan.
5.2.4. En lo no previsto por estos métodos, la toma de muestras se deberá realizar de acuerdo con lo
establecido en las Normas aplicables.
6. Métodos de prueba
6.1. Para la determinación de las especificaciones de calidad establecidas en las Tablas 1 a la 13 de esta
Norma, se deberán utilizar preferentemente los métodos de prueba indicados en dichas tablas.
6.2. Los métodos de prueba para la determinación de las especificaciones de calidad de los petrolíferos,
establecidos en la Norma, deberán ser los correspondientes a la versión vigente o aquellos que los sustituyan.
6.3. Métodos de prueba alternos. Además de los métodos indicados en las Tablas 1 a la 13, se podrá
hacer uso de los métodos que a continuación se citan, en lo conducente:
a) Aplicable al Gas Licuado de Petróleo:
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Gas by Oxidative Microcoulometry ASTM D3246
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons
ASTM D6667
and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence
Standard Test Method for Vapor Pressure of Liquefied Petroleum Gases (LPG)
ASTM D6897
(Expansion Method)
Standard Test Method for Flash Point by Tag Closed Cup Tester ASTM D56
Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer
ASTM D156
Method)
Standard Test Method for Supercharge Rating of Spark-Ignition Aviation Gasoline ASTM D909
Standard Test Method for Kauri/Butanol Value of Hydrocarbon Solvents ASTM D1133
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial
ASTM D1159
Aliphatic Olefins by Electrometric Titration
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High-Temperature Method) ASTM D1552
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure
Hydrometer API Designation: Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS), ASTM D1657
Chapter 9.2
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin-Film Oven
ASTM D1754
Test)
Standard Test Method for Volatility of Liquefied Petroleum (LP) Gases ASTM D1837
Standard Test Method for Dryness of Propane (Valve Freeze Method) ASTM D2713
Standard Test Methods for Flash Point by Small Scale Closed Cup Tester ASTM D3828
Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products ASTM D4057
Standard Test Method for Free Water and Particulate Contamination in Distillate Fuels
ASTM D4176
(Visual Inspection Procedures)
Standard Test Methods for Determination of Aluminum and Silicon in Fuel Oils by Ashing,
Fusion, Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry, and Atomic ASTM D5184
Absorption Spectrometry
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method) ASTM D5191
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method-
ASTM D5482
Atmospheric)
Standard Test Method for Determination of Oxygenates in Gasoline by Gas
ASTM D5599
Chromatography and Oxygen Selective Flame Ionization Detection
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat-Inlet
ASTM D5762
Chemiluminescence
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Optical Detection Stepped
ASTM D5771
Cooling Method)
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate
ASTM D5773
Method)
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure Pulsing
ASTM D5949
Method)
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency
ASTM D6079
Reciprocating Rig (HFRR)
Standard Test Method for Determination of Vapor Pressure (VPX) of Petroleum Products,
ASTM D6378
Hydrocarbons, and Hydrocarbon-Oxygenate Mixtures (Triple Expansion Method)
Standard Test Method for Determination of Aromatic Hydrocarbon Types in Aviation Fuels
and Petroleum Distillates-High Performance Liquid Chromatography Method with ASTM D6379
Refractive Index Detection
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons
ASTM D6667
and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence
Standard Test Method for Hydrocarbon Types, Oxygenated Compounds, and Benzene in
ASTM D6839
Spark Ignition Engine Fuels by Gas Chromatography
Standard Test Method for Determination of Ignition Delay and Derived Cetane Number
ASTM D6890
(DCN) of Diesel Fuel Oils by Combustion in a Constant Volume Chamber
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel Fuel
ASTM D7170
Oils-Fixed Range Injection Period, Constant Volume Combustion Chamber Method
Standard Test Method for Sulfur in Automotive, Heating, and Jet Fuels by Monochromatic
ASTM D7220
Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel Fuel
Oils-Ignition Delay and Combustion Delay Using a Constant Volume Combustion Chamber ASTM D7668
Method
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Mini Method) ASTM D7689
New Test Method for Determination of Water Separation Characteristics of Aviation ASTM
Turbine Fuel by Small Scale Water Separation Instrument WK53270
Standard Test Method for Flash Point by Tag Closed Cup Tester ASTM D56
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure ASTM D86
Standard Test Methods for Flash Point by Pensky-Martens Closed Cup Tester ASTM D93
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products ASTM D97
Standard Test Method for Corrosiveness to Copper from Petroleum Products by Copper
ASTM D130
Strip Test
Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer
ASTM D156
Method)
Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products ASTM D189
Standard Test Method for API Gravity of Crude Petroleum and Petroleum Products
ASTM D287
(Hydrometer Method)
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Reid Method) ASTM D323
Standard Test Method for Gum Content in Fuels by Jet Evaporation ASTM D381
Standard Test Method for Kinematic Viscosity of Transparent and Opaque Liquids (and the
ASTM D445
Calculation of Dynamic Viscosity)
Standard Test Method for Ash from Petroleum Products ASTM D482
Standard Test Method for Ramsbottom Carbon Residue of Petroleum Products ASTM D524
Standard Test Method for Oxidation Stability of Gasoline (Induction Period Method) ASTM D525
Standard Test Method for Cetane Number of Diesel Fuel Oil ASTM D613
Standard Test Method for Rust-Preventing Characteristics of Inhibited Mineral Oil in the
ASTM D665
Presence of Water
Standard Test Method for Oxidation Stability of Aviation Fuels (Potential Residue Method) ASTM D873
Standard Test Method for Supercharge Rating of Spark-Ignition Aviation Gasoline ASTM D909
Standard Test Method for Calculated Cetane Index of Distillate ASTM D976
Standard Test Method for Acidity of Hydrocarbon Liquids and Their Distillation Residues ASTM D1093
Standard Test Method for Water Reaction of Aviation Fuels ASTM D1094
Standard Test Method for Kauri/Butanol Value of Hydrocarbon Solvents ASTM D1133
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial
ASTM D1159
Aliphatic Olefins by Electrometric Titration
Standard Practice for Sampling Liquefied Petroleum (LP) Gases, Manual Method. ASTM D1265
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (Lamp Method) ASTM D1266
Standard Test Method for Gage Vapor Pressure of Liquefied Petroleum (LP) Gases (LP-
ASTM D1267
Gas Method)
Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of
ASTM D1298
Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method
Standard Test Method for Hydrocarbon Types in Liquid Petroleum Products by Fluorescent
ASTM D1319
Indicator Adsorption
Standard Test Method for Smoke Point of Kerosine and Aviation Turbine Fuel ASTM D1322
Standard Test Method for ASTM Color of Petroleum Products (ASTM Color Scale) ASTM D1500
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High-Temperature Method) ASTM D1552
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure
ASTM D1657
Hydrometer
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin-Film Oven
ASTM D1754
Test)
Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method
ASTM D1796
(Laboratory Procedure)
Standard Test Method for Volatility of Liquefied Petroleum (LP) Gases ASTM D1837
Standard Test Method for Copper Strip Corrosion by Liquefied Petroleum (LP) Gases ASTM D1838
Standard Test Method for Residues in Liquefied Petroleum (LP) Gases ASTM D2158
Standard Test Method for Analysis of Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propene
ASTM D2163
Concentrates by Gas Chromatography
Standard Test Method for Particulate Contaminant in Aviation Fuel by Line Sampling ASTM D2276
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels ASTM D2386
Standard Test Method for Color of Dyed Aviation Gasolines ASTM D2392
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products ASTM D2500
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Wavelength Dispersive X-ray
ASTM D2622
Fluorescence Spectrometry
Standard Test Methods for Electrical Conductivity of Aviation and Distillate Fuels ASTM D2624
Standard Test Method for Research Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel ASTM D2699
Standard Test Method for Motor Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel ASTM D2700
Standard Test Method for Water and Sediment in Middle Distillate Fuels by Centrifuge ASTM D2709
Standard Test Method for Dryness of Propane (Valve Freeze Method) ASTM D2713
Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas
ASTM D2887
Chromatography
Standard Test Method for (Thiol Mercaptan) Sulfur in Gasoline, Kerosine, Aviation Turbine,
ASTM D3227
and Distillate Fuels (Potentiometric Method)
Standard Test Method for Total Nitrogen in Lubricating Oils and Fuel Oils by Modified
ASTM D3228
Kjeldahl Method
Standard Test Method for Thermal Oxidation Stability of Aviation Turbine Fuels (JFTOT
ASTM D3241
Procedure)
Standard Test Method for Acidity in Aviation Turbine Fuel ASTM D3242
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Gas by Oxidative Microcoulometry ASTM D3246
Standard Test Method for estimation of net combustion of aviation fuels ASTM D3338
Standard Test Method for Lead in Gasoline - Iodine Monochloride Method ASTM D3341
Standard Test Method for Determination of Benzene and Toluene in Finished Motor and
ASTM D3606
Aviation Gasoline by Gas Chromatography
Standard Test Methods for Flash Point by Small Scale Closed Cup Tester ASTM D3828
Standard Test Method for Density and Relative Density of Liquids by Digital Density Meter ASTM D4052
Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products ASTM D4057
Standard Test Method for Free Water and Particulate Contamination in Distillate Fuels
ASTM D4176
(Visual Inspection Procedures)
Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products ASTM D4177
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy
ASTM D4294
Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry
Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and
ASTM D4468
Rateometric Colorimetry
Standard Test Method for Estimation of Net Heat of Combustion of Aviation Fuels ASTM D4529
Standard Test Method for Calculated Cetane Index by Four Variable Equation ASTM D4737
Standard Specification for Denatured Fuel Ethanol for Blending with Gasolines for Use as
ASTM D4806
Automotive Spark-Ignition Engine Fuel
Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb
ASTM D4809
Calorimeter (Precision Method)
Standard Test Method for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, tertiary-Amyl ASTM D4815
Alcohol and C1 to C4 Alcohols in Gasoline by Gas Chromatography
Standard Test Method for Estimation of Net and Gross Heat of Combustion of Burner and
ASTM D4868
Diesel Fuels
Standard Test Method for Qualitative Analysis for Active Sulfur Species in Fuels and
ASTM D4952
Solvents (Doctor Test)
Standard Test Method for Vapor Pressure of Gasoline and Gasoline-Oxygenate Blends
ASTM D4953
(Dry Method)
Standard Test Methods for Lead in Gasoline by X-Ray Spectroscopy ASTM D5059
Standard Test Methods for Determination of Aluminum and Silicon in Fuel Oils by Ashing,
Fusion, Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry, and Atomic ASTM D5184
Absorption Spectrometry
Standard Test Method for Determination of Aromatic Content and Polynuclear Aromatic
ASTM D5186
Content of Diesel Fuels and Aviation Turbine Fuels by Supercritical Fluid Chromatography
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method) ASTM D5191
Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark
ASTM D5453
Ignition Engine Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method-
ASTM D5482
Atmospheric)
Standard Test Method for Determination of Benzene, Toluene, Ethylbenzene, p/m/ Xylene,
o/Xylene, C9 and Heavier Aromatics, and Total Aromatics in Finished Gasoline by Gas ASTM D5580
Chromatography
Standard Test Method for Evaluating Unleaded Automotive Spark-Ignition Engine Fuel for
ASTM D5598
Electronic Port Fuel Injector Fouling
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat-Inlet
ASTM D5762
Chemiluminescence
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Optical Detection Stepped
ASTM D5771
Cooling Method)
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate
ASTM D5773
Method)
Standard Test Method for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, Methanol, Ethanol
ASTM D5845
and tert-Butanol in Gasoline by Infrared Spectroscopy
Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and Sodium in Crude
ASTM D5863
Oils and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure Pulsing
ASTM D5949
Method)
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Phase Transition
ASTM D5972
Method)
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency
ASTM D6079
Reciprocating Rig (HFRR)
Standard Test Method for Determination of Benzene in Spark-Ignition Engine Fuels Using
ASTM D6277
Mid Infrared Spectroscopy
Standard Test Method for Determination of Vapor Pressure (VPX) of Petroleum Products,
ASTM D6378
Hydrocarbons, and Hydrocarbon-Oxygenate Mixtures (Triple Expansion Method)
Standard Test Method for Determination of Aromatic Hydrocarbon Types in Aviation Fuels
and Petroleum Distillates-High Performance Liquid Chromatography Method with ASTM D6379
Refractive Index Detection
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons
ASTM D6667
and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence
Standard Test Method for Hydrocarbon Types, Oxygenated Compounds, and Benzene in
ASTM D6839
Spark Ignition Engine Fuels by Gas Chromatography
Standard Test Method for Determination of Ignition Delay and Derived Cetane Number
ASTM D6890
(DCN) of Diesel Fuel Oils by Combustion in a Constant Volume Chamber
Standard Test Method for Vapor Pressure of Liquefied Petroleum Gases (LPG) (Expansion
ASTM D6897
Method)
Standard Test Method for Sulfur in Gasoline and Diesel Fuel by Monochromatic
ASTM D7039
Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry
Standard Test Method for Dynamic Viscosity and Density of Liquids by Stabinger
ASTM D7042
Viscometer (and the Calculation of Kinematic Viscosity)
Standard Test Method for Flash Point by Modified Continuously Closed Cup (MCCCFP)
ASTM D7094
Tester
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Laser Method) ASTM D7153
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Fiber Optical
ASTM D7154
Method)
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel Fuel
ASTM D7170
Oils-Fixed Range Injection Period, Constant Volume Combustion Chamber Method
Standard Test Method for Sulfur in Automotive, Heating, and Jet Fuels by Monochromatic
ASTM D7220
Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products and Liquid Fuels at
ASTM D7344
Atmospheric Pressure (Mini Method)
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel Fuel ASTM D7668
Oils-Ignition Delay and Combustion Delay Using a Constant Volume Combustion Chamber
Method
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency
ASTM D7688
Reciprocating Rig (HFRR) by Visual Observation
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Mini Method) ASTM D7689
Test Method for Determination of the Fatty Acid Methyl Esters Content of Aviation Turbine
Fuel Using Flow Analysis by Fourier Transform Infrared Spectroscopy – Rapid Screening ASTM D7797
Method
New Test Method for Determination of Water Separation Characteristics of Aviation ASTM
Turbine Fuel by Small Scale Water Separation Instrument WK53270
British Ministry of Defense Standard DEF STAN 91-91 Turbine Fuel, Kerosine Type, Jet
A-1
NMX-Z-12/1-
Muestro para la inspección por atributos. Parte 1: información general y aplicaciones
1987
NMX-Z-12/2-
Muestreo para la inspección por atributos. Parte 2: métodos de muestreo, tablas y gráficas
1987
Muestreo para la inspección por atributo. Parte 3: regla de cálculo para la determinación NMX-Z-12/3-
de planes de muestreo 1987
8. Verificación
8.1. El productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor y el expendedor al público de los
petrolíferos a que hace referencia la Norma, deberá contar con un dictamen anual emitido por una Unidad de
Verificación o Tercero Especialista que compruebe el cumplimiento de la misma, en los términos que se
detallan en el Anexo 3. Dicho dictamen deberá presentarse a la Comisión durante los tres meses posteriores
al año calendario verificado, para los efectos legales que correspondan en los términos de la legislación
aplicable.
9. Grado de concordancia con normas y lineamientos internacionales
A la fecha de su expedición, la Norma no concuerda con otras normas o lineamientos internacionales.
Anexo 1
Diésel automotriz con un contenido máximo de azufre total de 15 mg/kg
1. Para efecto de complementar la obligación adicional (2) de la Tabla 7 relativa a las especificaciones de
calidad del diésel automotriz, se menciona lo siguiente:
1.1. El valor máximo de azufre en el diésel automotriz será de 15 mg/kg para las ZMVM, ZMG, ZMM y
ZFN, así como para el importado mediante ducto, buque tanque, autotanque u otro medio de transporte
terrestre y aquel destinado para los 11 corredores de distribución enlistados en el numeral 1.3 del presente
Anexo, y para el resto del país será de 500 mg/kg máximo.
1.2. La zona de influencia de los corredores está determinada, entre otros aspectos, por la infraestructura
que actualmente tiene PEMEX asociada a la producción e importación de DUBA y a la capacidad de
distribución integrada por ductos y terminales de almacenamiento y reparto, que benefician aproximadamente
a 10,000 kilómetros de carreteras, así como a los municipios adyacentes a dichas vías de comunicación,
como se indica a continuación:
Corredor 1. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Mexicali por el Pacífico
I. Guanajuato: Silao;
II. Nayarit: Rosamorada;
III. Sinaloa: La Angostura, Badiraguato, Elota, Guasave, Mocorito, Salvador Alvarado, Sinaloa;
IV. Sonora: Huatabampo, Navojoa, Álamos, Altar, Carbó, Benjamín Hill, Pitiquillo, Santa Ana.
Corredor 2. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Nuevo Laredo
I. Guanajuato: San Luis de la Paz;
II. San Luis Potosí: Catorce, Cedral, Charcas, Matehuala, Vanegas, Villa de Guadalupe, Villa de la Paz;
III. Nuevo León: Mier y Noriega y Doctor Arroyo.
Corredor 3. Carreteras que conducen desde ciudad de San Luis Potosí a Durango
I. Zacatecas: General Murguía, Juan Aldama, Miguel Auza, Río Grande y Mazapil.
Corredor 4. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Tampico
I. Veracruz: Coyutla, Espinal, Papantla y Tihuatlán.
II. Tamaulipas: Altamira, González y Tampico.
Corredor 5. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Mérida
I. Veracruz: Acayucan, Actopan, Altotonga, Alto Lucero de Gutiérrez Barrios, Alvarado, Amatlán de los
Reyes, Ángel R. Cabada, Boca del Río, Chinameca, Cosoleacaque, Cotaxtla, Fortín, Hueyapan de Ocampo,
Ignacio de la Llave, Ixtaczoquitlán, Jalacingo, Jamapa, Juan Rodríguez Clara, La Antigua, Las Vigas, Lerdo de
Tejada, Manlio Fabio Altamirano, Mecayapan, Medellín, Minatitlán, Orizaba, Paso de Ovejas, Perote, Puente
Nacional, Rafael Delgado, San Juan Evangelista, Santiago Tuxtla, Soconusco, Soledad de Doblado,
Texistepec, Tlacotalpan, Tlalixcoyan, Úrsulo Galván, Vega de Alatorre, Veracruz y Zaragoza.
II. Tabasco: Lázaro Cárdenas;
III. Campeche: Calkiní, Campeche, Candelaria, Champotón, Escárcega, Hopelchén y Tenabo.
IV. Todos los municipios de Yucatán y Quintana Roo.
Corredor 6. Carreteras que conducen desde Minatitlán a Oaxaca;
I. Oaxaca: Asunción Ixtaltepec, Candelaria Loxicha, Ciudad Ixtepec, Cuilapan de Guerrero, El Espinal,
Heroica Ciudad de Juchitán de Zaragoza, Matías Romero de Avendaño, Salina Cruz, San Jacinto Amilpas,
San Lorenzo Cacaotepec, San Pedro Mixtepec, San Pedro Tapanatepec, San Pedro Totolapan, Santa María
Colotepec, Santa María Huatulco, Santa María Jalapa del Marqués, Santa María Petapa, Santa María
Tonameca, Santa Lucía del Camino, Santiago Astata, Santiago Niltepec, Santo Domingo Tehuantepec, Santo
Domingo Zanatepec, Santos Reyes Nopala, Unión Hidalgo y Villa de Tututepec de Melchor Ocampo.
Corredor 7. Carreteras que conducen hacia Guatemala:
I. Chiapas: Arriaga, Berriozábal, Mapastepec, Pijijiapan, Tonalá, Ocozocuautla.
Corredor 8. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Lázaro Cárdenas, Michoacán
I. Michoacán: Tarímbaro, Charo, Lagunillas, Arteaga y Tumbiscatío
Corredor 9. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Acapulco;
I. Guerrero: Cuajinicuilapa, Chilpancingo y Leonardo Bravo.
Corredor 10. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Matamoros;
I. Puebla: Acateno, Atempan, Chignautla, Cuyoaco, Guadalupe Victoria, Huehuetla, Hueytamalco, La
Fragua, Libres, Oriental, Quimixtlán, San Salvador El Seco, Tepeyahualco, Teteles de Ávila Castillos,
Teziutlán, Tlatlauquitepec, Xiutetelco y Zacapoaxtla.
II. Tlaxcala: El Carmen.
III. Tamaulipas: Abasolo, Burgos, Cruillas, Güémez, Hidalgo, Jiménez, Llera, Padilla, San Fernando, Soto
la Marina, Tula y Victoria.
Corredor 11. Carreteras que conducen desde la Ciudad de México a Monterrey
I. Durango: Cuencamé, El Oro, General Simón Bolívar, Gómez Palacio, Guadalupe Victoria, Hidalgo,
Lerdo, Mapimí, Nazas, Pánuco de Coronado, Peñón Blanco, Rodeo, San Juan de Guadalupe, San Luis del
Cordero, Santa Clara, Tlahualilo y Ocampo.
II. Coahuila: Francisco I. Madero, Matamoros, San Pedro, Sierra Mojada, Torreón y Viesca.
III. Chihuahua: Aldama, Allende, Aquiles Serdán, Bachiniva, Balleza, Bocoyna, Camargo, Carichi, Coyame
del Sotol, Cuauhtémoc, Cusihuiriachi, Chihuahua, Chinipas, Delicias, Dr. Belisario Domínguez, El Tule,
Gómez Farías, Gran Morelos, Guachochi, Guadalupe y Calvo, Guazapares, Guerrero, Hidalgo del Parral,
Jiménez, Julimes, La Cruz, López, Madera, Matachi, Matamoros, Meoqui, Namiquipa, Nonoava, Ocampo,
Ojinaga, Riva Palacio, Rosales, San Francisco de Borja, San Francisco de Conchos, Santa Bárbara, Santa
Isabel, Satevo, Saucillo, Temósachic, Urique y Valle de Zaragoza.
1.3. A partir del 31 de diciembre de 2018, el contenido máximo de azufre en el diésel automotriz será de
15 mg/kg en todo el territorio nacional.
Anexo 2
Combustible con un contenido máximo de azufre total de 2% en masa.
1. Para efecto de complementar la obligación adicional (2) de la Tabla 9, relativa a especificaciones de
calidad de los combustibles líquidos industriales, se dispondrá de combustible con un contenido máximo de
azufre de 2% en masa, en las ZMG, ZMM, así como en los corredores industriales y centros de población
enunciados a continuación:
I. Coatzacoalcos-Minatitlán: El área integrada por los municipios de Coatzacoalcos, Minatitlán,
Ixhuatlán del Sureste, Cosoleacaque y Nanchital, en el Estado de Veracruz.
II. Irapuato-Celaya-Salamanca: El área integrada por los municipios de Celaya, Irapuato, Salamanca
y Villagrán, en el Estado de Guanajuato.
III. Tampico-Madero-Altamira: El área integrada por los municipios de Tampico, Altamira y Ciudad
Madero, en el Estado de Tamaulipas.
IV. Tula-Vito-Apasco: El área integrada por los municipios de Tula de Allende, Tepeji del Río de
Ocampo, Tlahuelilpan, Atitalaquia, Atotonilco de Tula, Tlaxcoapan y Apaxco, en los estados de
Hidalgo y de México.
V. El municipio de Ciudad Juárez en el Estado de Chihuahua.
VI. El área integrada por los municipios de Tijuana y Rosarito en el Estado de Baja California.
2. No se permite el uso de combustóleo como combustible en la ZMVM.
Anexo 3
Procedimiento para la evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-016-CRE-2016,
Especificaciones de calidad de los petrolíferos
1. Objetivo
2. Campo de aplicación
3. Definiciones
4. Disposiciones generales
5. Procedimiento
6. De la información que debe presentar el visitado
7. Del atestiguamiento de pruebas
8. Dictamen
9. Consideraciones adicionales
1. Objetivo
El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad, en adelante PEC, establece, dentro del
marco de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, en adelante LFMN y su Reglamento, la
metodología para que, mediante la verificación, se evalúe la conformidad de las especificaciones de calidad
de los petrolíferos contra la presente Norma Oficial Mexicana (en lo sucesivo la Norma).
2. Campo de aplicación
Este PEC debe aplicarse para evaluar la conformidad de las especificaciones de calidad de los petrolíferos
con la presente Norma.
Sin menoscabo de la facultad que tienen la(s) Unidad(es) de Verificación (UV) a petición de parte
interesada, o el (los) Tercero(s) Especialista(s) (TE) que actúen en auxilio de la Comisión para evaluar la
conformidad de la presente Norma, la Comisión, de forma fundada y motivada, podrá en cualquier tiempo
evaluar la conformidad, para cuyo efecto podrá hacer uso del presente PEC.
3. Definiciones
Para efectos del PEC se establecen, además de las definiciones incorporadas en el capítulo 3 de la
Norma, las definiciones siguientes:
3.1 Acta de evaluación de la conformidad: El documento expedido por la Comisión, la UV o el TE en
cada una de las visitas realizadas, en el cual se hace constar por lo menos: nombre, denominación o razón
social del visitado; hora, día, mes y año en que se inicie y en que concluya la diligencia; calle, número,
población o colonia, teléfono u otra forma de comunicación disponible, municipio o delegación, código postal y
entidad federativa en que se encuentre ubicado el domicilio del visitado, número y fecha del oficio de comisión
que la motivó; nombre y cargo de la persona con quien se entendió la diligencia; nombre y domicilio de las
personas que fungieron como testigos; circunstanciación de los hechos evidenciados durante el desarrollo de
la visita, nombre y firma de quienes intervinieron en la diligencia;
3.2 Comisión: La Comisión Reguladora de Energía;
3.3 Dictamen: El documento emitido por la UV o el TE, en el cual se resume el resultado de la verificación
que realiza al visitado, para evaluar la conformidad con la Norma y que demuestra su cumplimiento;
3.4 Evaluación de la conformidad: La determinación del grado de cumplimiento con la Norma;
3.5 Evidencia objetiva: La información que puede ser probada como verdadera, basada en hechos
obtenidos por medio de observación, medición, prueba u otros medios;
3.6 LFMN: La Ley Federal sobre Metrología y Normalización;
3.7 Registro: El documento que provee evidencia objetiva de las actividades ejecutadas y de los
resultados obtenidos;
3.8 Tercero Especialista (TE): La persona moral autorizada por la Comisión para auxiliarle en las labores
de evaluación de la conformidad de la presente Norma.
3.9 Unidad de verificación (UV): La persona moral acreditada y aprobada conforme a la LFMN y su
Reglamento para la verificación del cumplimiento con la Norma;
3.10 Verificación: La constatación ocular y comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de
laboratorio o examen de documentos que se realizan para evaluar la conformidad de los petrolíferos con la
Norma en un momento determinado.
4. Disposiciones generales
4.1. La evaluación de la conformidad deberá realizarse por la UV o el TE a petición de parte.
Para evitar conflicto de intereses, la UV o el TE que seleccione el solicitante de la verificación no debe
tener, durante el proceso de verificación, parentesco, ni previamente a la contratación haber tenido relación
comercial alguna, con excepción al contrato que dé lugar a la verificación, ni ser empleado del propietario o
solicitante de la verificación.
4.2. Los dictámenes de verificación emitidos por la UV o el TE serán reconocidos en los términos
establecidos en la LFMN.
4.3. La Comisión publicará en su página Web, http://www.cre.gob.mx, un directorio con los datos
generales de las UV acreditadas y aprobadas o de los TE autorizados para la evaluación de la conformidad de
la presente Norma.
4.4. La violación a cualquiera de las disposiciones establecidas en el PEC por las partes involucradas en el
proceso de verificación, así como a lo establecido en las disposiciones legales, reglamentarias y normativas
en materia de evaluación de la conformidad, conllevará la imposición de sanciones establecidas en las leyes
aplicables previo debido procedimiento.
4.5. Los gastos que se originen por los trabajos de verificación o por actos de evaluación de la
conformidad, deben ser a cargo del solicitante de la verificación, conforme a lo establecido en el artículo 91 de
la LFMN.
5. Procedimiento
5.1 Para llevar a cabo la evaluación de la conformidad, las UV o los TE podrán auxiliarse de laboratorios
de prueba acreditados por la Entidad de acreditación y aprobados por la Comisión.
5.2 La evaluación de la conformidad se realizará mediante la constatación ocular, análisis de información
documental, atestiguamiento de toma de muestras y testificación de pruebas, en su caso, y, en general, los
actos que conforme a la LFMN permitan a la UV o TE evaluar la conformidad con la Norma, mismos que
deberán tener relación directa con la determinación de las especificaciones de calidad del petrolífero.
La información deberá contener la evidencia del cumplimiento de las especificaciones de calidad de los
petrolíferos indicados en las Tablas 1 a la 13 del numeral 4 de la Norma, según corresponda, con las
obligaciones establecidas en el numeral 5, la cual deberá incluir, de manera enunciativa y no limitativa,
cuando menos: i) métodos de muestreo, ii) determinación de las especificaciones de calidad, y iii) frecuencia,
registro e informe de los resultados, certificados de calidad de origen o documento de naturaleza técnica y
jurídica análoga, según el país de procedencia, obtenidos de las especificaciones de calidad.
5.2.1 La UV o el TE debe verificar que los rubros siguientes se hayan llevado a cabo y estén
documentados por el visitado, en un sistema de gestión de la información de laboratorios (LIMS por sus siglas
en inglés Laboratory Information Management System), con base en la Norma ISO/IEC 17025:2005
Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración:
a. Los patrones utilizados en los instrumentos para la determinación de las especificaciones de
calidad de los petrolíferos deben ser trazables a patrones nacionales, internacionales o extranjeros.
b. La calibración de los instrumentos utilizados en las instalaciones del visitado para la determinación
de las especificaciones de calidad de los petrolíferos haya sido realizada con la periodicidad
recomendada en las Normas aplicables y, en su caso, siguiendo los procedimientos establecidos por
el fabricante.
c. Los registros e información asociados a la toma de muestras, aseguramiento, custodia, traslado al
laboratorio respectivo, así como la medición de las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
d. Los informes de resultados, certificados de calidad de origen o documento de naturaleza técnica y
jurídica análoga, según el país de procedencia, que describen las especificaciones de calidad de los
petrolíferos de que se trate, hayan sido emitidos por laboratorios de prueba acreditados y aprobados
por la Comisión en términos de la LFMN, o que el laboratorio que realizó las pruebas lo haya hecho
bajo alguno de los supuestos permitidos en la LFMN, Reglamento y en la Norma, entre otros, por
virtud de algún acuerdo de reconocimiento mutuo o acuerdo de equivalencias.
En todo caso, se deberá verificar el alcance de la acreditación y que el laboratorio y el personal que
realizó o realiza las actividades relacionadas al muestreo y medición de la calidad esté acreditado y
aprobado. Para este efecto, la UV o TE deberá señalar la anterior circunstancia en las actas de
verificación que registre y describir la evidencia objetiva e indubitable que demuestre lo anterior. En
su defecto, hará una descripción de la evidencia encontrada, las circunstancias y los hechos
acontecidos en la verificación.
5.2.2 En sistemas integrados, el visitado podrá presentar información relacionada con los protocolos de
medición conjunta que demuestren que los petrolíferos, en los sistemas permisionados de que se trate, se
encuentran dentro de las especificaciones de calidad, con lo cual se tendrá por cumplida la obligación de
medición correspondiente, establecida en las disposiciones jurídicas aplicables por parte de los titulares de los
permisos de dichos sistemas.
5.2.3 En el caso específico de aquellos petrolíferos que provengan de sistemas pertenecientes o bajo la
responsabilidad de la misma persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, la
transferencia del producto se llevará a cabo sin perjuicio de que las partes involucradas puedan pactar, en su
caso, realizar las pruebas de control indicadas en el Anexo 4.
Lo anterior, siempre y cuando el visitado entregue información documental objetiva y fidedigna que, previa
evaluación de la UV o el TE, demuestre, que derivado del cambio de propiedad o transferencia de custodia en
los sistemas en los cuales se ha almacenado, transportado o distribuido los petrolíferos, conservaron su
calidad, no tuvieron alteración y cumplen con los parámetros establecidos en el numeral 5 de la presente
Norma, según la actividad permisionada de que se trate.
5.3 El productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor y el expendedor al público deberán
obtener cada año calendario un dictamen elaborado por una UV o un TE que compruebe el cumplimiento de
las especificaciones de calidad de los petrolíferos que enajenen o transfieran la custodia según la modalidad
de actividad en la que intervienen en la cadena de producción y suministro.
5.4 El dictamen deberá elaborarse considerando la información señalada en el numeral 5.2 del PEC.
5.5 Para la correcta aplicación del PEC por parte de la UV o el TE, es necesario consultar y aplicar la
norma mexicana NMX-Z-12/2-1987 Muestreo para la inspección por atributos. Parte 2: Métodos de muestreo,
tablas y gráficas.
5.6 Recibida la solicitud de verificación, la UV o el TE, de común acuerdo con el visitado, deberán
establecer los términos y las condiciones de los trabajos de verificación, y registrar para tal efecto:
1. Fecha de recepción de la solicitud de la verificación.
2. Fecha de firma del contrato de prestación de servicios celebrado entre la UV o el TE y el solicitante
de la verificación.
3. Nombre o razón social del solicitante de la verificación.
4. Nombre comercial, en su caso.
5. Para personas morales, el Registro Federal de Contribuyentes (RFC).
6. Para personas físicas, la Clave Única del Registro de Población (CURP), el número de folio de la
credencial para votar del Instituto Nacional Electoral (INE), la matrícula de la cartilla militar o el
número de pasaporte. En caso de ser extranjero, el folio de la Forma Migratoria.
7. Domicilio de las instalaciones a verificar, que incluya:
i) Calle, ii) número exterior, iii) número interior, en su caso, iv) colonia o Población, v) municipio o
delegación, vi) Código Postal, vii) ciudad, viii) Entidad Federativa, ix) número de teléfono fijo o
celular, x) número de fax y xi) dirección de correo electrónico.
8. Datos de la persona que firma el contrato de prestación de servicios con la UV o con el TE:
i) Nombre y apellidos, ii) Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes
documentos: iii) Clave Única del Registro de Población (CURP), iv) Número de folio de la credencial
para votar del Instituto Nacional Electoral (INE), v) Matrícula de la cartilla militar, vi) Número de
pasaporte. Los extranjeros deberán registrar i) nombre y apellidos y folio de la Forma Migratoria, ii)
número de teléfono fijo o celular, iii) número de fax y iv) dirección de correo electrónico.
9. Características de la instalación donde se realizará la verificación:
a) Producción
b) Importación
c) Transporte
d) Almacenamiento
e) Distribución
f) Expendio al público
10. Nombre del o de los petrolíferos
5.7 En cada visita, la UV o el TE deberá realizar la verificación tomando como base las listas de
verificación y elaborar un acta de evaluación de la conformidad, en presencia de la persona que atienda la
visita.
5.8 Quien haya atendido la visita de verificación podrá, durante el levantamiento del acta de evaluación de
la conformidad, hacer observaciones y ofrecer pruebas a la UV o al TE en relación con los hechos contenidos
en la misma, o podrá hacer uso de este derecho, por escrito, dentro del término de cinco días hábiles
siguientes a la fecha en que se haya cerrado el acta.
5.9 La UV o el TE deberá generar una lista de verificación que indique: el elemento verificado, la
disposición verificada, los criterios de aceptación/rechazo y su resultado.
6. De la información que debe presentar el visitado
6.1 El visitado deberá entregar a la UV o al TE la información relacionada con el cumplimiento del numeral
5.2 del PEC.
6.2 La información, registros y controles relacionados con el numeral 5.2 del PEC deberán estar basados
en procedimientos que cumplan las Normas aplicables.
6.3 Una vez que la UV o que el TE reciba la información del solicitante de la verificación, debe proceder a
su revisión, con el objeto de confirmar que la misma es suficiente en términos del PEC; en su defecto, hará el
requerimiento al solicitante de la verificación.
Sólo se dará continuidad a los actos inherentes a la verificación si el visitado entrega información
suficiente en términos del numeral 5.5 del PEC, que permita dar cumplimiento a este numeral.
Lo anterior, deberá circunstanciarse y señalarse en las actas que al efecto levante la UV o el TE.
7. Del atestiguamiento de pruebas
7.1 La UV o el TE podrá atestiguar la toma de muestras que, en su caso, se realicen durante la visita de
verificación; para tal efecto, se coordinará con el visitado y el laboratorio de pruebas, respecto de la fecha en
que la misma se efectuará.
7.2 La UV o el TE verificará que el laboratorio de pruebas esté acreditado y aprobado en los términos de la
LFMN o, en su defecto, y en ausencia de los mismos, que cumple con lo establecido en dicha Ley y su
Reglamento respecto de laboratorios que no estando acreditados y aprobados cuentan con la infraestructura
necesaria.
El uso de laboratorios no acreditados y aprobados, estará condicionado a que en el lugar de residencia del
visitado no existan laboratorios acreditados y aprobados.
8. Dictamen
8.1 La UV o el TE, con base en la información recabada, examen de documentos, constatación ocular,
comprobación, entrevistas realizadas, atestiguamientos de pruebas, en su caso, o circunstancias observadas,
y a través de la revisión y análisis de todos éstos, deberá elaborar el dictamen o, en su defecto, se asentará
dicha circunstancia en el acta de evaluación de la conformidad correspondiente cuando no se surta el
cumplimiento de la Norma.
8.2 El dictamen emitido por la UV o por el TE contendrá como mínimo la siguiente información: nombre o
razón social del interesado; representante legal, en su caso; nombre del petrolífero verificado, en su caso;
lugar y fecha donde se realizó la visita; registros analizados y pruebas testificadas, en su caso.
8.3 La UV o el TE hará del conocimiento y entregará al solicitante de la evaluación de la conformidad el
dictamen a que se refiere el numeral 8.1 de la Norma. Dicho dictamen deberá estar firmado por el verificador
que haya llevado a cabo la verificación y el representante de la UV o del TE, y entregado por el visitado a la
Comisión en los plazos establecidos o cuando ésta lo requiera.
9. Consideraciones adicionales
9.1. La UV o el TE deberá informar cada semestre calendario a la Comisión sobre los dictámenes de
verificación expedidos o, en su caso, entregar el aviso de no expedición de dictámenes, dentro del plazo de
diez días naturales siguientes al vencimiento de cada trimestre calendario.
9.2. La UV o el TE debe conservar durante cinco años, para aclaraciones o para efectos de inspección de
la Comisión, los expedientes físicos o electrónicos relacionados con las visitas de verificación realizadas.
9.3 El Dictamen de verificación será expedido por la UV o por el TE sólo si ha constatado que los
petrolíferos, según se trate, cumplen con las especificaciones de calidad establecidas en la Norma. Dicho
dictamen debe estar soportado por las actas de evaluación de la conformidad, debidamente registradas y
firmadas, así como por el expediente respectivo.
9.4 El Dictamen de verificación debe estar a disposición de la Comisión y de cualquier otra dependencia o
entidad pública que lo solicite, conforme a sus atribuciones.
ACTA DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD
DATOS DEL SOLICITANTE DE LA VERIFICACIÓN:
_________________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________________
Actividad____________________________________________________________________________________________________
DOMICILIO VISITADO:
COLONIA O POBLACIÓN:__________________________________________________________________________
CIUDAD Y ESTADO:_______________________________________________________________________________
TELÉFONO(S):___________________________________________________ FAX:___________________________
CORREO ELECTRÓNICO:__________________________________________
FECHA DE INICIO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: __________ HORA: _______
FECHA DE TÉRMINO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: __________ HORA: _______
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________
No Conformidades encontradas:
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
Acciones realizadas y documentación ofrecida con respecto a lo asentado en el desarrollo de la visita de verificación.
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________________________
___________________________________________________________________
Identificación: ___________________________________________
Identificación: ____________________________________________
Identificación: ____________________________________________
Anexo 4
Pruebas de control
1. Cuando los petrolíferos provengan de sistemas pertenecientes o bajo la responsabilidad de la misma
persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, las pruebas de control son las
descritas en las Tablas A.1 a A.7 siguientes. Se podrán realizar pruebas equivalentes en tanto estén incluidas
en la Norma y que comprueben que los petrolíferos conservaron su calidad, no tuvieron alteración y cumplen
con las especificaciones establecidas en la presente Norma.
2. En caso de que alguna de las pruebas no resulte aprobatoria, se deberán realizar todas las pruebas
correspondientes contenidas en las Tablas 1 a la 13 de la Norma, según el petrolífero de que se trate.
Tabla A.1 Pruebas de control aplicables a gasolinas regulares y Premium.
Propiedad
Gravedad
Presión de Temperaturas de
RON(3) MON(3) (RON+MON)/2(3) Aromáticos Olefinas Benceno Azufre Específica
Concepto / Vapor destilación
20/4 °C
Actor 1
( )
Importador X X X X X X X X X X
Transportista(2) X X X X X X
Almacenista (2) X X X X X X
Distribuidor (2) X X X X X X
Expendio al
X X X X X X
público(2)
(1) Para el productor aplican las pruebas establecidas en las Tablas 1 a 6 de la Norma.
(2) Para el caso de la prueba de presión de vapor, deberá realizarse con base en lo establecido en los
párrafos cuarto y quinto del numeral 4.1 de la Norma.
(3) El uso del análisis de referencia basado en la metodología Mid-IR (Mid-Infrarred) y Near-IR (Near-
Infrarred) para la determinación del índice de octano, MON y RON a que se refiere la Norma en su
numeral 6.3, son aplicables exclusivamente para efectos de las pruebas de control referidas en la
presente sección, para lo cual se acepta una tolerancia máxima de 0.3 números de octano.
Tabla A.2 Pruebas de control aplicables al diésel automotriz, industrial, agrícola y marino, así como al
gasóleo doméstico.
Propiedad
Temperatura Número y/o
Temperatura
de destilación Índice de Azufre
Concepto / de inflamación
a 90 % cetano(²)
Actor (1)
Importador X X X X
Transportista X X X X
Almacenista X X X X
Distribuidor X X X X
Estación de
X X X X
Servicio
(1) Para el productor aplican las pruebas establecidas en las Tablas 7 y 9 de la Norma.
(2) Esta prueba de control no aplicará para diésel industrial y gasóleo doméstico
Transportist
X X X X
a
Almacenista
(aeropuerto X X X X
2)
Distribuidor X X X X
(1) Para el productor e importador aplican las especificaciones de calidad establecidas en la Tabla 8
de la Norma
(2) Para el almacenista en el Aeropuerto, sólo le aplican pruebas de control al mismo nivel que para
transportista y distribuidor
Tabla A.4 Pruebas de control aplicables a Combustóleo y Combustóleo intermedio
Propiedad
Temperatura de Viscosidad
Azufre
inflamación cinemática
Concepto / Actor 1 ( )
Transportista X X X
Distribuidor X X X
Almacenista X X X
(1) Para el productor e importador aplican las especificaciones de calidad establecidas en la Tabla 9 y
11 de la Norma
Tabla A.5 Pruebas de control aplicables a Gasavión (Avgas)
P N N
re ú ú
si A m m
Propi ó z Te er er Po Inh
Est
edad De Tem Go Pre n u tra o o de Re ibi
Gr abil Co Go
ns pera ma cipi d f eti d d r ac Cond do C
av Ap ida rro ma
id tura s tad e r lo e e Ca ci uctivi r o
ed ari da sió ac
ad de pot o V e de O O lor ón dad de l
ad enc la n ele
a Dest enc de a T Pl ct ct ífic al Eléct oxi o
°A ia oxi al ra
20 ilaci iale Plo p o o a a o ag rica da r
PI dac Cu da
°C ón s mo o t m n n Ne ua ció
Conc ión
epto / r a o o o to n
Actor R l M R
ei O O
d N N
Import
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
ador
Distrib
X X X X X X X X X
uidor
Almac
X X X X
enista
Expen
dio al
X X X X
públic
o
Tabla A.6 Pruebas de control aplicables a Gasolina de llenado inicial
Propiedad Gravedad
Presión de Periodo de Específica Temperaturas
RON MON (RON+MON)/2 Aromáticos Olefinas Benceno Azufre
Vapor inducción de destilación
20/4 °C
Concepto / Actor( 1 )
Importador X X X X X X X X X X X
Transportista X X X X X X
Almacenista X X X X X X
Distribuidor X X X X X X
(1) Para el productor aplican las especificaciones de calidad establecidas en la Tabla 12 de la Norma
Tabla A.7 Pruebas de control aplicables al Gas licuado de petróleo
Propiedad
Presión de vapor en exceso Densidad relativa a
Agua libre
a la atmosférica a 37.8 °C 15.56 °C
Concepto / Actor 1
( )
Transportista X X X
Almacenista X X X
Distribuidor X
Expendio al público X
(1) Para el productor e importador aplican las especificaciones de calidad establecidas en la Tabla 13
de la Norma
______________________________