DOF: 29/08/2016   
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía expide la Norma Oficial Mexicana NOM -016-CRE -
2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos.  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Comisión 
Reguladora de Energía.  
ACUERDO Núm. A/035/2016  
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA EXPIDE LA NORMA OFICIAL MEXICANA 
NOM -016-CRE -2016, ESPECIFICACIONE S 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 cue nta 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 un a 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 e n 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 especificaci ones 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 mexican a 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, socia l, 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 p aís, considerando tanto los costos como beneficiossociales, económicos, de salud 
pública y medio ambientede estándares más avanzados.  
CUARTO. Que el artículo 4 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo establece que los actos 
administrativos de car ácter 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, fra cción 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 Me trología 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 publi cación 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, d e 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 
Norma lización; 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 Tít ulo 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 
atribu ción 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 
desarr ollo 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 servic ios. 
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 Hidro carburos 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 artícu lo 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 proc esos, 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 especificacione s 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 petrolífe ros 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 e l 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 eficie nte 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 perjuicio s 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, ESPECIFICA CIONES 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 int ermedio 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:  Sustan cia 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 sigl as 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 Regula dora 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 fí sico-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 p rocesos 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. E mergencia:  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 Per misionario 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 l as 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 motore s 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 Tab la 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 equivalen tes 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 come rcialización.  
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 
transfer irlos 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 mor al 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 fí sica 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 re cibido 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 estándar es 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 o tros, 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 e xtranjero.  
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, Mat amoros, 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, Tla quepaque, 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 Pe dro 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, Coa calco, 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, Tlal nepantla 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:  
1.     En relación a las gasolinas, la que excluye a las ZMVM, ZMM y ZMG;  
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 petrolífero s 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 Monterr ey. 
4. Especificaciones de calidad los petrolíferos.  
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 lo s 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 signific ativa 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 máximo s 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 l a conformidad, en el informe de 
resultados, certificado de calidad o documento de naturaleza jurídica y técnica análogo según el país de 
procedencia.  
En la importación y producción de Gasolina para mezcla final, se deberá presentar un informe de 
resultados  que contenga las pruebas que se indican en las Tablas 1 a 6, con excepción de aquellas que correspondan realizarse una vez que se hayan agregado los aditivos o componentes necesarios para su 
composición final en las instalaciones de almacenamiento o distr ibución en el punto más cercano previo al 
expendio al público. Una vez obtenida la composición final de la gasolina, deberán realizarse las pruebas 
faltantes con objeto de cubrir la totalidad para dar cumplimiento a la Norma. Las pruebas que deberán 
realiz arse una vez agregados los aditivos y componentes a la Gasolina para mezcla final son, entre otras:  
I.     Prueba de presión de vapor;  
II.    Índice de octano, RON y MON;  
III.    Temperaturas de destilación;  
IV.   Contenido de oxígeno;  
V.    Contenido de e tanol, en su caso;  
VI.   Contenido de aditivo detergente dispersante;  
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 fina l, 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.  
El diésel podrá aditivarse en las instalaciones de almacenamien to o distribución previo al expendio al 
público en relación a la especificación de lubricidad, conductividad eléctrica u otra que se requiera; las 
pruebas correspondientes al diésel cuya composición sea final, deberá realizarlas el Permisionario que lleve 
a cabo la aditivación con objeto de cumplir con la Norma. Lo anterior significa que, en el caso de la 
importación de dicho petrolífero, el informe de resultados emitido por el laboratorio de origen acreditado 
podrá no contener la especificación de lubricid ad, conductividad eléctrica u otra que se requiera realizar 
posteriormente, pero las pruebas correspondientes sí deberán realizarse después de la aditivación, previo 
a su comercialización.  
  
4.2. Las especificaciones que deben cumplir los petrolíferos cons iderados en la Norma son las indicadas 
en las Tablas 1 a 13 siguientes:  
TABLA 1. ESPECIFICACIONES DE PRESIÓN DE VAPOR Y TEMPERATURAS DE DESTILACIÓN DE 
LAS 
GASOLINAS SEGÚN LA CLASE DE VOLATILIDAD  
  Clase de volatilidad(1) 
Propiedad  Unidad  AA(3) A B C 
Presión de Vapor(2) kPa 
(lb/pulg2)  54 
(7.8) 62 
(9.0) 69 
(10.0)  79 
(11.5)  
Temperatura máxima de destilación:  
Al 10% evaporado  
Al 50% evaporado  
Al 90% evaporado  
Temperatura máxima de ebullición final    
ºC(4) 
ºC 
ºC 
ºC   
70 
77 a 121  
190 
225   
70 
77 a 121  
190 
225   
65 
77 a 118  
190 
225   
60 
77 a 116  
185 
225 
Residuo de la destilación, valor máximo  % vol.  2 2 2 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 le tra 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 añ o 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 m étodos 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, 
determina da con base al método proporción vapor -líquido de combustibles 
para motores de encendido por chispa (ASTM D5188, D2533).  (1) 54 50 47 
(2) 60 56 51 
  
OBSERVACIONES:  
(1)   Aplica a las gasolinas clase de volatilidad A, B y C (ASTM D4814).  
  
(2)   Aplica a las gasolinas clase de volatilidad AA (ASTM D4814).  
TABLA 3. ZONAS GEOGRÁFICAS DE DISTRIBUCIÓN DE GASOLINA DEL PAÍS  
Zona  Estados  
Norte  Nuevo León, Chihuahua, Durango, Coahuila, Tamaulipas, San Luis Potosí.  
Pacífico  Baja California, Ba ja California Sur, Sonora, Sinaloa, Nayarit, Colima, Guerrero, 
Oaxaca, Chiapas.  
Centro  Aguascalientes, Jalisco, Guanajuato, Michoacán, Zacatecas, Morelos, Tlaxcala, 
Estado de México, Ciudad de México, Hidalgo, Querétaro.  
Sureste  Veracruz, Campeche, Pu ebla, Tabasco, Yucatán, Quintana Roo.  
  
TABLA 4. ESPECIFICACIÓN DE CLASE DE VOLATILIDAD DE LAS GASOLINAS DE ACUERDO A 
LAS 
ZONAS GEOGRÁFICAS Y A LA ÉPOCA DEL AÑO  
MES  Norte  Sureste  Centro  Pacífico  ZMVM y  
ZMG  ZMM  
Enero  C-3 C-3 C-3 C-3 AA-3 C-3 
Febrero  C-3 C-3 C-3 C-3 AA-3 C-3 
Marzo  B-2 B-2 B-2 B-2 AA-2 B-2 
Abril B-2 B-2 B-2 B-2 AA-2 B-2 Mayo  B-2 B-2 B-2 B-2 AA-2 B-2 
Junio  B-2 A-1 A-1 A-1 AA-2 B-2 
Julio B-2 A-1 A-1 A-1 AA-3 B-2 
Agosto  B-2 A-1 A-1 A-1 AA-3 B-2 
Septiembre  B-2 B-2 B-2 B-2 AA-3 B-2 
Octubre  B-2 B-2 B-2 B-2 AA-3 B-2 
Noviembre  C-3 C-3 C-3 C-3 AA-3 C-3 
Diciembre  C-3 C-3 C-3 C-3 AA-3 C-3 
  
TABLA 5. ESPECIFICACIONES GENERALES DE LAS GASOLINAS  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Gasolina  
Premium  Gasolina  
Regular  
Gravedad específica 
a 20/4 °C  Adimensional  Procedimiento para densidad, densidad relativa 
(gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo o 
productos de petróleo líquido por hidrómetro (ASTM 
D1298, D4052)  Informar  Informar  
Azufre Mercaptánico  mg/kg  Determinación de azufre mercaptánico en gasolina, 
queroseno, combustibles destilados para aviones de 
turbina (Método potenciométrico, ASTM D3227)  20 máximo  20 máximo  
Uno de los siguientes 
requerimientos deben 
ser cumplidos:          
(1) Corrosión al Cu, 3 
horas a 50 °C  Adimensional  
Detección de corrosión por cobre en productos de 
petróleo por la prueba de mancha de tira de cobre 
(ASTM D130)  Estándar # 1  
máximo  Estándar # 1  
máximo  
(2) Corrosión a la Ag,  Adimensional  
Determinación de corrosividad a la plata por gasolinas 
por el método de placa de plata (ASTM D7667, ASTM 
D7671)  Estándar # 1  
máximo  Estándar # 1  
máximo  
Goma lavada  kg/m3  
(mg/100mL)  Gomas existentes en combustibles por evaporación por 
chorro (ASTM D381)  0.050 máximo  
(5 máximo)  0.050 máximo  
(5 máximo)  
Gomas no lavadas  kg/m3  
(mg/100mL)  Gomas existentes en combustibles por evaporación por 
chorro (ASTM D381)  0.7 máximo  
(70 máximo)  0.7 máximo  
(70 máximo)  
Periodo de inducción  Minutos  Estabilidad de oxidación de gasolina (Método de 
periodo de inducción, ASTM D525)  240 mínimo  240 mínimo  
Número de octano 
(RON)(2) Adimensional  Número de octano Research de combustible para 
motores de encendido por chispa (ASTM D2699)  94.0 mínimo  Informar  Número de octano 
(MON) (2) Adimensional  Número de octano Motor de combustibles para motores 
de en cendido por chispa (ASTM D2700)  Informar  82.0 mínimo  
Índice de octano 
(RON+MON)/2(2) Adimensional  Número de octano Research de combustible para 
motores de encendido por chispa (ASTM D2699)  
Número de octano Motor de combustibles para motores 
de encendido por chispa (ASTM D2700)  91 mínimo  87.0 mínimo  
Aditivo detergente 
dispersante(1) mg/kg  Evaluación de gasolinas libres de plomo en motores de 
combustión interna (ASTM D5598, ASTM D5500)  En concentración que cumpla  
con la especificación de la  EPA 
en el 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 u tiliza 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  
Gasolina  Azufre,  
mg/kg,  
mínimo  Temperatura de  
destilación al 90%  
(C), mínimo  Olefinas, %  
vol. mínimo  Aromáticos, %  
vol. mínimo  Oxigenante, %  
vol. mínimo  Depósitos mínimos  
requeridos en la prueba  
ASTM D5500 (promedio  
mg/ válvula)  
Regular sin  
oxigenantes  80 170 11.4 31.1 0 290 
Regular con  
oxigenantes  80 170 11.4 31.1 5.8 etanol o 11  
MTBE  290 
  
       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 octan o, 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 pre viamente mediante los 
métodos ASTM D2699 y ASTM D2700.  
  
TABLA 6. ESPECIFICACIONES ADICIONALES DE GASOLINAS POR REGIÓN  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
ZMVM  ZMG  ZMM  Resto del País  Gasolinas Premium y Regular  Gasolina  
Premium  Gasolina  
Regular  
Aromáticos  % vol.  Tipos de hidrocarburos en productos 
líquidos de petróleo por absorción de 
indicador fluorescente  
(ASTM D1319)  25.0 
máximo  32.0 
máximo  
25.0 
máximo a  
partir del 1°  
de enero 
de 
2020  32.0 
máximo  
25.0 
máximo a  
partir del 
1° 
de enero  
de 2020  32.0 
máximo  Informar  
Olefinas  % vol.  Tipos de hidrocarburos en productos 
líquidos de petróleo por absorción de 
indicador fluorescente  
(ASTM D1319)  10.0 
máximo  11.9 
máximo  
10.0 
máximo a  
partir del 1°  
de enero 
de 
2020  11.9 
máximo  
10.0 
máximo a  
partir del 
1° 
de enero  
de 2020  12.5 
máximo  Informar  
Benceno  % vol.  Determinación de benceno y tolueno 
en gasolina terminada para uso en 
motores y aviación por cromatografía 
de gases  
(ASTM D3606, D5580, D6277)  1.0 
máximo  1.0 máximo  1.0 
máximo  2.0 
máximo  2.0 máximo  
Azufre total  mg/kg  Determinación de azufre total en 
hidrocarburos ligeros (ASTM D5453, 
D2622, D7039, D7220)  30 promedio (1) 
80 máximo (2) 
Oxígeno(3)(4)(5)(6) % masa  Determinación de MTBE, ETBE, 
TAME, DIPE y alcoholes hasta C4 en 
gasolinas por cromatografía de gases 
(ASTM D4815)  
Determinación de MTBE, ETBE, 
TAME, DIPE, etanol y terbutanol en 
gasolinas por espectroscopia 
infrarroja  
(ASTM D5845)  1.02.7 máximo.  2.7 máximo  
  
OBLIGACIONES ADICIONALES:  
(1)   El cálculo del promedio anual del contenido de azufre se determinará con la siguiente ecuación:   
(2)   Valor máximo de contenido de azufre permitido por lote específico.  
  
(3)   Se permite el uso de metil -ter-butil éter (MTBE), etil -ter-butil éter (ETBE) y ter -amil-metil -éter (TAME) como 
oxigenantes en gasolinas Regular y Premium hasta en un contenido máx imo de 2.7  % masa de oxígeno en 
el petrolífero, en todo el territorio nacional.  
(4)   Se prohíbe el uso de etanol en la ZMVM, ZMG y ZMM. Se permite un contenido máximo de 5.8 % en volumen 
de etanol anhidro como oxigenante en gasolinas Regular y Premium, en  el resto del territorio nacional, en 
cuyo caso, por las características físico -químicas de este aditivo, debe ser mezclado durante la carga de los 
autotanques en las instalaciones de almacenistas y distribuidores en el punto más cercano previo al 
expendio  al público.  
(5)   Previo al uso de cualquier otro oxigenante en gasolinas, se deberá atender lo dispuesto en el numeral 4.3 
de la Norma.  
(6)   Cuando se importen Gasolinas para mezcla final o produzcan en territorio nacional gasolinas Premium y/o 
Regular,  y se vayan a aditivar con etanol como oxigenante, se deberá estar a lo dispuesto en el numeral 4.1 
de la Norma relativo a la Gasolina para mezcla final.  
TABLA 7. ESPECIFICACIONES DEL DIÉSEL  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Diésel  
Automotriz  Diésel agrícola/  
marino  
Gravedad específica a 20/4  
°C Adimensional  Densidad, densidad relativa (gravedad 
específica o gravedad de petróleo crudo y 
productos líquidos de petróleo por el método 
hidrométrico, ASTM D1298, D4052)  informar  informar 
Temperaturas de 
destilación:    
Destilación de productos de petróleo (ASTM 
D86, D 7344, D7345)      
Temp. inicial de ebullición  °C informar   
Al 10% recuperado  °C 275.0 máx.  informar  
Al 50% recuperado  °C informar   
Al 90% recuperado  °C 345.0 máx.  345.0 máx.  
Temp. final de ebullición  °C informar   
Temperatura de inflamación  °C Temperatura de inflamabilidad: Prueba 
Pensky -Martens de copa cerrada (ASTM 
D93, D7094, D3828)  45.0 mínimo  60.0 mínimo  
Temperatura de 
escurrimiento  °C Punto de fluidez de productos (ASTM D97)  Marzo a octubre: 0 °C máximo;  
Noviembre a febrero: -5 °C máximo  
Temperatura de nublamiento  °C Punto en el que los combustibles de 
petróleo se enturbian (ASTM D2500)  Informar(1) informar  
Uno de los siguientes 
requerimientos deben ser 
cumplidos:          
(1) Índice de cetano  Adimensional  Cálculo del índice de cetano de 
combustibles destilados (ASTM D4737, 
D976)  45 mínimo  45 mínimo  
(2) Número de cetano (2) Adimensional  Número de cetano del diésel (ASTM D613)  45 mínimo  45 mínimo  
  
 
Azufre  mg/kg  
(ppm)  Determinación de azufre en productos de 
petróleo por espectroscopia de rayos X de 
fluorescencia por dispersión de energía 
(ASTM D4294)  
Determinación de azufre total en 
hidrocarburos ligeros (ASTM D5453, 
D2622, D7039, D7220)  15 máximo(3) 
500 máximo  
resto del país  500 máximo  
Corrosión al Cu, 3 horas a 50 
°C Adimensional  Detección de corrosión por cobre en 
productos de petróleo por la prueba de 
mancha de tira de cobre (ASTM D130)  estándar # 1  
máximo  estándar # 1  
máximo  
Residuos de carbón (en 10 
% del residuo)  % masa  Residuos de carbón mediante prueba 
Ramsbottom de productos de petróleo 
(ASTM D524)  0.35 máximo  0.35 máximo  
Agua y sedimento  % vol.  Agua y sedimento en combustibles de 
destilación media por centrifugado (ASTM 
D2709)  0.05 máximo  0.05 máximo  
Viscosidad cinemática  
a 40 °C  mm2/s  Viscosidad cinemática de líquidos 
transparentes y opacos (cálculo de 
viscosidad dinámica, ASTM D445)  1.9 a 4 .1 1.9 a 4.1  Cenizas  % masa  Cenizas en productos de petróleo (ASTM 
D482)  0.01 máximo  0.01 máximo  
Color  Adimensional  Color de productos de petróleo/ visual 
(ASTM D1500)  2.5 máximo  Morado  
Contenido de aromáticos  % vol.  Tipos de hidrocarburos en productos 
líquidos de petróleo por absorción de 
indicador fluorescente (ASTM D1319, 
ASTM D5186)  35 máximo  35 máximo  
Lubricidad(4) micrones  HFRR Test (ASTM D6079, ASTM D7688)  520 máximo  520 máximo  
Conductividad eléctrica(5) pS/m  Conductividad eléctrica (ASTM D2624, 
ASTM D4308)  25 mínimo  25 mínimo  
  
OBLIGACIONES ADICIONALES:  
(1)    La temperatura máxima debe ser menor o igual que la temperatura ambiente mínima esperada.  
(2)   En caso de medir el número de cetano, este parámetro deberá medirse sin aditivo. En caso de requerirse la 
aditivación del diésel, se deberá estar a lo establecido en el numeral 4.3 de la Norma.  
(3)    A la entrada en vigor de la Norma, el contenido 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, buquetanque, autotanque 
u otro medio de transporte terrestre y el distribuido en los 11 corredores referidos en el Anexo 1; para el  
resto del país el contenido de azufre será de 500 mg/kg máximo. A más tardar el 31 de diciembre de 2018, 
el contenido máximo de azufre en este petrolífero será de 15 mg/kg en todo el territorio nacional.  
(4)   Para cumplir con la especificación de lubrici dad, el diésel podrá aditivarse en las instalaciones de 
almacenamiento o distribución previo al expendio al público; la prueba correspondiente al diésel cuya 
composición sea final, deberá realizarla el Permisionario que lleve a cabo la aditivación.  
(5)   La conductividad eléctrica debe ser medida a la temperatura del diésel previo al expendio al público. El 
requisito de conductividad mínima de 25 pS/m aplica en todos los casos de transferencia a alta velocidad, 
esto es, 7 m/s. Cuando la velocidad difiera d e 7 m/s, deberán aplicarse las condiciones establecidas en la 
Tabla 2 del estándar ASTM D975.  
TABLA 8. - ESPECIFICACIONES DE LA TURBOSINA (JET A1) Y JET A.  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Jet A1  Jet A  
Densidad a 20 °C (1) kg/L  ASTM D1298, Densidad, densidad relativa 
(gravedad específica) o gravedad de 
petróleo crudo y productos líquidos de 
petróleo por el método del hidrómetro.  
ASTM D4052 Densidad y densidad relativa 
de líquidos por medio de densitómetro 
digital  0.7720 a 0.8370  
Gravedad  °API  ASTM D287, Gravedad API de petróleo 
crudo y productos de petróleo (Método por 
hidrómetro)  
ASTM D4052, Densidad y densidad relativa 
de líquidos por medio de densitómetro 
digital  Informar  
Apariencia  Adimensional  Visual  Brillante y clara  Temperatura de destilación:    
ASTM D86, Destilación de productos del 
petróleo a presión atmosférica  
ASTM D2887(2), Distribución de rangos de 
ebullición en fracciones del petróleo por 
cromatografía de gases  
ASTM D7345(3), Destilación d e productos 
derivados del petróleo y combustibles 
líquidos a presión atmosférica (Método de 
micro destilación)    
Temperatura de destilación del 10 %  ºC 205.0 máximo  
Temperatura de destilación del 50 %  ºC Informar  
Temperatura de destilación del 90 %  ºC Informar  
Temperatura final de ebullición  ºC 300.0 máximo  
Residuo de la destilación  % vol.  1.5 máximo  
Pérdida de la destilación  % vol.  1.5 máximo  
Temperatura de inflamación(4) °C ASTM D56, Temperatura de inflamabilidad 
por analizador TAG de copa cerrada  38.0 mínimo  
Temperatura de congelación  °C ASTM D2386, Temperatura de congelación 
para combustibles de aviación  
ASTM D5972, Temperatura de congelación 
para combustibles de aviac ión (Método 
Automático por Transición de Fases)  
ASTM D7153, Temperatura de congelación 
para combustibles de aviación (Método 
Automático de Laser)  
ASTM D7154, Temperatura de congelación 
para combustibles de aviación (Método 
Automático de Fibra Óptica)  -47.0 máximo  -40.0  
máximo  
Poder calorífico(5) MJ/kg  ASTM D4529, Poder calorífico para 
combustibles para aviación  
ASTM D3338, Poder calorífico para 
combustibles para aviación  
ASTM D4809, Poder calorífico de 
combustibles fósiles líquidos por calorímetro 
de bo mba (Método de precisión)  42.8 mínimo  
Acidez total  mg KOH/g  ASTM D3242, Acidez en combustibles para 
turbinas de aviación  0.10 máximo  
Aromáticos  % vol.  ASTM D1319, Tipos de hidrocarburos en 
productos líquidos de petróleo por indicador 
fluorescente de absorción  
ASTM D5186, Determinación del contenido 
de compuestos aromáticos polinucleares y 
contenido aromático de combustibles diésel 
y combustibles de turbinas de aviación por 
cromatografía de fluidos supercríticos  25.0 máximo  Azufre Total  mg/kg  ASTM D4294, Determinación de azufre en 
productos de petróleo por espectroscopia 
de fluorescencia de rayos X por dispersión 
de energía  
ASTM D5453, Determinación de Azufre total 
en hidrocarburos ligeros, combustible para 
motores de ignic ión por chispa, combustible 
para motores a diésel y aceite para motor, 
por Fluorescencia ultravioleta  
ASTM D2622, Azufre en productos del 
petróleo por medio de Espectrometría 
Fluorescente de energía dispersiva de 
Rayos X  
ASTM D7039 Azufre en gasolina y di ésel 
por medio de espectrometría por 
fluorescencia dispersiva de rayos X de 
longitud de onda monocromática  3000 máximo  
  
 
Azufre mercaptánico  mg/kg  ASTM D3227, Azufre mercaptánico en 
gasolina, queroseno, combustibles para 
turbinas de aviación y combustibles 
destilados (Método potenciométrico)  30 máximo  
Viscosidad cinemática a -20 ºC  cSt ASTM D445, Viscosidad cinemática de 
líquidos transparentes y opacos (Cálculo de 
viscosidad dinámica)  
ASTM D7042(6), Viscosidad dinámica y 
densidad de líquidos, por medio del 
viscosímetro Stabinger (y el cálculo de la 
viscosidad cinemática).  8.0 máximo  
Estabilidad térmica (2.5 h a 
temperatura controlada de 260 °C, 
mínimo)(7)   ASTM D 3241 Estabilidad de la oxidación 
térmica de combustibles para turbinas de 
aviación    
Caída de presión del filtro  kPa 
(mm Hg)    3.3 máximo  
(25 máximo)  
Depósito en el tubo del 
precalentador: Uno de los siguientes 
requerimientos deben ser cumplidos:        
(1) Anexo A1 VTR  Código de  
color VTR  Anexo 1  
(Visual)  Menor a 3 (sin arcoiris ni  
depósitos de color anormal)  
(2) Anexo A2 ITR o Anexo 3 ETR  nm promedio  
sobre un área  
de 2.5 mm  Anexo 2 y Anexo 3  85 máximo  
Uno de los siguientes requerimientos  
deben  ser cumplidos:        (1) Punto de humo, o  mm ASTM D1322, Punto de humo en 
querosenos y combustibles para turbinas de 
aviación  25.0 mínimo, o  
(2) Punto de humo y  mm,  ASTM D1322, Punto de humo en 
querosenos y combustibles para turbinas de 
aviación  18.0 mínimo y  
Naftalenos  % vol ASTM D1840, Determinación de naftalenos 
en combustibles para turbinas de aviación 
por espectrofotometría ultravioleta  3.0 máximo  
Partículas contaminantes (8) mg/L  
mg/gal (ISO)  ASTM D2276, Partículas contaminantes en 
combustibles de aviación por muestreo por 
líneas.  
ASTM D5452, Partículas contaminantes en 
combustibles de aviación por filtración en 
laboratorio  1.0 máximo  
3.8 máximo  
  
  Código ISO  
4 µm  
6 µm  
14 µm  
21 µm  
25 µm  
30 µm  ASTM D7619 Standard Test Method for 
Sizing and Counting Particles in Light and 
Middle Distillate Fuels, by Automatic Particle 
Counter  Reportar resultado con base  
en la Tabla 1 de la Norma ISO  
4406  
Corrosión al Cu, 2 horas a 100 °C  Adimensional  ASTM D1 30, Detección de corrosión al 
cobre de productos de petróleo por prueba 
de mancha en tira de cobre  Estándar 1, máximo  
Contenido de goma  mg/100 mL  ASTM D381, Gomas existentes en 
combustibles por evaporación por chorro.  7.0 máximo  
Calificación por microseparómetro:    
ASTM D3948, Determinación de las 
características de separación de agua en 
combustibles para turbinas de aviación 
mediante separador portátil    
Sin aditivo de conductividad eléctrica  Adimensional  85 mínimo  
Con adi tivo de conductividad  
eléctrica  Adimensional  70 mínimo  
Ésteres metílicos de ácidos grasos 
(FAME) (9) mg/kg  ASTM D7797, Determinación del contenido 
de ésteres metílicos de ácidos grasos en 
combustibles para turbinas de aviación 
mediante espectroscopia infrarroja por 
transformada de Fourier  50 máximo  
  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 mét odo 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, u sando 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 D324 1) 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, carrot anque 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  
 
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Diésel  
industrial  Gasóleo  
doméstico  Combustóleo  
Gravedad específica a 20/4 
°C Adimensiona  
l Densidad, densidad relativa 
(gravedad específica) o gravedad 
de petróleo crudo y productos 
líquidos de petróleo por Método 
de hidrómetro  
(ASTM D1298, ASTM D4052)  Informar  Informar  Informar  
Temp eratura de inflamación  °C Temperatura de inflamación: 
Prueba Pensky -Martens, de copa 
cerrada (ASTM D93, ASTM 
D7094, ASTM D3828)  45.0 mínimo  45.0 mínimo  60.0 mínimo  
Temperatura de 
escurrimiento  °C Punto de fluidez de productos.  
(ASTM D97)  10 máximo  10 máximo  -------  
Destilación (90 % destila a)  °C Destilación de productos de 
petróleo (ASTM D86, ASTM 
D7344, ASTM D7345)  345.0 máximo  345.0 máximo  -------  Viscosidad cinemática  cSt Viscosidad cinemática de líquidos 
transparentes y opacos (Cálcul o 
de viscosidad dinámica, ASTM 
D445, ASTM D88, ASTM D2161)  1.900 a 4.100  
a 40 °C  1.900 a 4.100  
a 40 °C  150.0 a 1166  
a 50 °C  
Azufre(2)  % masa  Azufre en productos de petróleo 
por espectroscopia de 
fluorescencia de rayos X por 
dispersión de energía (ASTM 
D4294)  
Determinación de azufre total en 
hidrocarburos ligeros.  
(ASTM D5453, ASTM D7220, 
ASTM D2622, ASTM D7039)  0.5 máximo  
0.05 máximo(1) 0.05 máximo  
0.05 máximo(1) 4.4 máximo  
Nitrógeno  ppm peso  Nitrógeno total en aceites 
lubricantes y en combustibles 
líquidos (ASTM D3228)  -- -- Informar  
Vanadio y níquel  mg/kg  Determinación de níquel y 
vanadio en petróleos crudos y 
combustibles residuales por 
espectrometría de absorción 
atómica con detector de flama 
(ASTM D5863)    Informar  
Poder Calorífico  MJ/kg  Estimación de calor neto y bruto 
de combustión de combustibles 
diésel y para quemadores (ASTM 
D4868, ASTM D4809).  --  40 mínimo  
Asfaltenos (Insolubles en 
nC7) % masa  Determinación de insolubles en n -
heptano (ASTM D3279)    informar  
Color  Adimensiona  
l Color de productos de petróleo 
(ASTM D1500)  -- Morado  -- 
Agua y Sedimento  % vol.  Agua y sedimentos en 
combustibles de destilación 
media por centrifugado  
(ASTM D2709, ASTM D1796)  0.05 máximo  0.05 máximo  -- 
  
OBLIGACIONES ADICIONALES:  
(1)    Límite aplicable para la ZMVM. Todos los combustibles industriales que se comercialicen en la ZMVM 
tendrán un contenido máximo de azufre de 0.05 % en peso.  
(2)    Para los corredores industriales y centros de población especificados en el Anexo 2, se dispondrá de 
combustible con un contenido máximo de azufre de 2 % en masa.  
  
TABLA 10. - ESPECIFICACIONES DEL GASAVIÓN (100LL)(1)(2)  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Mínimo  Máximo  Gravedad específica 20/4 ºC  Adimensional  Procedimiento para densidad, densidad 
relativa (gravedad específica) o gravedad 
de petróleo crudo o productos de petróleo 
líquido por hidrómetro (ASTM D1298, 
ASTM D4052)  Inform ar Informar  
Densidad a 15 °C  kg/m3  Procedimiento para densidad, densidad 
relativa (gravedad específica) o gravedad 
de petróleo crudo o productos de petróleo 
líquido por hidrómetro (ASTM D1298, 
ASTM D4052)  Informar  Informar  
Destilación(3) 
Temperatura inicial de ebullición  
Combustible evaporado  
el 10 % destila a:  
el 40 % destila a:  
el 50 % destila a:  
el 90 % destila a:  
Temp. final de ebullición  
Volumen recuperado  
Residuo de destilación  
Pérdida en la destilación  
Suma de las temperaturas de 10  
y 50 % evaporados    
ºC 
ºC 
ºC 
ºC 
ºC 
ºC 
% vol.  
% vol.  
% vol.  
ºC Destilación de productos de petróleo (ASTM 
D86, ASTM D7345, ASTM D7344)    
Informar  
- 
75.0 
- 
- 
- 
97.0 
- 
- 
135.0    
Informar  
75.0 
- 
105.0  
135.0  
170.0  
- 
1.5 
1.5 
- 
Estabilidad a la oxidación 5 horas:  
Gomas potenciales  
Precipitado de plomo    
mg/100 mL  
mg/100 mL  Estabilidad a la oxidación de combustibles 
para aviación (ASTM D873)    
- 
-   
6.0 
3.0 
Reacción del residuo  Adimensional  Acidez de hidrocarburos líquidos  y sus 
residuos de destilación (ASTM D1093)  No ácida  - 
Presión de vapor a 38 °C  kPa Presión de vapor de productos del petróleo 
(ASTM D323, ASTM D5191)  38.0 49.0 
Azufre total  % peso  Azufre en productos del petróleo por medio 
del método de la lámpara (ASTM D1266)  
Azufre en productos del petróleo por medio 
de Espectrometría Fluorescente de energía 
dispersiva de Rayos X (ASTM D2622)  - 0.05 
Corrosión al Cu. 2h. a 100 ºC  Adimensional  Detección de corrosión por cobre en 
producto s de petróleo por la prueba de 
mancha de tira de cobre (ASTM D130)  - No. 1  Goma acelerada. 5h  mg/100 mL  Estabilidad a la oxidación de combustibles 
para aviación (ASTM D873)  - 6.0 
Tetraetilo de plomo TEL(4) mL TEL /L  
g Pb/L  Plomo en gasolinasMétodo del monocloruro 
de yodo (ASTM D3341)  
Plomo en gasolinas por medio de 
espectroscopia de rayos X (ASTM D5059)  - 
- 0.53 
0.56 
  
Mezcla natural  
Número de octano, MON  
Número de octano  Adimensional  Número de octano de motor de 
combustibles, para motores de encendido 
por chispa (ASTM D2700)  99.6 - 
Mezcla enriquecida  
Número de octano, MON  
Número de octano  Adimensional    130 - 
Temperatura de congelación  ºC Temperatura de congelación de 
combustibles para aviación (ASTM D2386)  - -58 
Poder calorífico neto(5) MJ/kg  
(Btu/lb)  Poder calorífico neto (ASTM D4529, ASTM 
D4809, ASTM D3338)  43.56  
(18,720)  - 
- 
Reacción al agua  
Cambio de volumen  mL Reacción al agua de combustibles para 
aviac ión (ASTM D1094)  - +/- 2.0 
Conductividad eléctrica  pS/m  Conductividad eléctrica de combustibles 
para aviación (ASTM D2624)  - 450 
Inhibidor de oxidación(6) mg/L    - 12 
Color(7) Adimensional  Color de combustibles para aviación con 
colorante añadido (ASTM D2392)  azul - 
  
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.  
TABLA 11. - ESPECIFICACIONES DE COMBUSTÓLEO INTERMEDIO (IFO)  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
IFO-180 IFO-380 
Mínimo  Máximo  Mínimo  Máximo  
Gravedad específica a 
20/4 °C  Adimensional  Densidad, densidad relativa (gravedad 
específica) o gravedad de petróleo 
crudo y productos líquidos de petróleo 
por el Método de hidrómetro. (ASTM 
D1298, D4052)  - 0.9877  Inform ar - 
Temperatura de 
inflamabilidad  °C Temperatura de inflamabilidad: Prueba 
Pensky -Martens, de copa cerrada 
(ASTM D93)  60.0 - 60.0 - 
Temperatura de 
escurrimiento  °C Punto de fluidez de los productos 
(ASTM D97)  - + 30 - + 30 
Agua y sedimento  % vol.  Agua y sedimento por medio del método 
de la centrífuga (ASTM D1796)  - 1.0 - 1.0 
Viscosidad a 50 °C  S.S.F.  Viscosidad cinemática de líquidos 
transparentes y opacos (Cálculo de 
viscosidad dinámica). (ASTM D445)  
Viscosidad Saybolt (ASTM D88)  
Conversión de viscosidad cinemática a 
viscosidad universal Saybolt o 
Viscosidad Furol Saybolt (ASTM 
D2161)  60 85 - - Viscosidad cinemática  mm2/s  
cSt Viscosidad cinemática de líquidos 
transparentes y opacos (Cálculo de 
viscosidad dinámica). (ASTM D4 45) 
Viscosidad Saybolt (ASTM D88)  
Conversión de viscosidad cinemática a 
viscosidad universal Saybolt o 
Viscosidad Furol Saybolt (ASTM 
D2161)  125 180 - 380 
Carbón Conradson  % masa  Residuos de carbón Conradson en 
productos del petróleo (ASTM D189)  - 20.0 - 20.0 
Azufre Total  % masa  Azufre en productos de petróleo por 
espectroscopia de fluorescencia de 
rayos X por dispersión de energía 
(ASTM D4294)  
Determinación de azufre total en 
hidrocarburos ligeros (ASTM D2622)  - 3.5 - 3.5 
Cenizas  % masa  Cenizas en productos del petróleo 
(ASTM D482)  - 0.15 - 0.20 
Vanadio  mg/kg  Determinación de vanadio en petróleos 
crudos y combustibles residuales por 
espectrometría de absorción atómica 
con detector de flama (ASTM D5863)  - 500 - 500 
  
TABLA 12. ESPECIFICACIONES GENERALES DE LA GASOLINA DE LLENADO INICIAL  
Propiedad  Unidad  Método de prueba  Valor límite  
Mínimo  Máximo  
Gravedad específica a 20/4 
°C Adimensional  Procedimiento para densidad, densidad relativa 
(gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo o 
productos de petróleo líquido por hidrómetro (ASTM 
D1298, D4052)  0.6850  0. 7200  
Destilación  
el 10 % destila a:  
el 50 % destila a:  
el 90 % destila a:  
Temp. Final de Ebullición    
ºC 
ºC 
ºC 
ºC Destilación de p roductos de petróleo (ASTM D86, ASTM 
D7345)    
- 
- 
- 
-   
55.0 
85.0 
130.0  
190.0  
Presión de Vapor  lb/pulg2  
(kPa)  Presión de vapor (ASTM D4953, 
ASTM D5191)  Marzo a 
octubre  - 
- 10.50  
(72.40)  Noviembre a 
febrero  - 
- 11.50  
(73.30)  
Azufre Total  mg/kg  Determinación de azufre total en hidrocarburos ligeros 
(ASTM D5453, ASTM D2622, ASTM D7220)  - 80 
Corrosión al Cu, 3 horas a 50 
°C Adimensional  Detección de corrosión por cobre en productos de 
petróleo por la prueba de mancha de tir a de cobre (ASTM 
D130)  - No. 1  
Corrosión ferrosa  Adimensional  Formación de óxido en presencia de agua ASTM D665  - B+ 
Goma lavada  kg/m3  
(mg/100 mL)  Estabilidad de oxidación de gasolinaMétodo de periodo 
de inducción (ASTM D525)  - 0.04 
(4) 
Periodo de inducción  minutos  Estabilidad de oxidación de gasolinaMétodo de periodo 
de inducción (ASTM D525)  1000  - 
Número de octano (RON)  Adimensional  Número de Octano Research de combustible para 
motores de encendido por chispa (ASTM D2699)  95 - 
Número de octano (MON)  Adimensional  Número de Octano Motor de combustibles para motores 
de encendido por chispa (ASTM D2700)  Informar  - 
Índice de octano 
(RON+MON)/2  Adimensional  Número de Octano Research de combustible para 
motores de encendido por chispa (ASTM D2699)  
Número de Octano Motor de combustibles para motores 
de encendido por chispa (ASTM D2700)  90 - 
Aromáticos  % vol.  Tipos de hidrocarburos en productos líquidos de petróleo 
por absorción de indicador fluorescente (ASTM D1319)  - 8.0 
Olefinas  % vol.  Tipos de hidrocarburos en productos líquidos de petróleo 
por absorción de indicador fluorescente (ASTM D1319)  - 15.0 
Benceno  % vol.  Determinación de benceno y tolueno en gasolina 
terminada para uso en motores y aviación por 
cromatografía de gases  
(ASTM D3606, D5580)  - 0.5 
  
TABLA 13. - ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (1)  
Propiedad  Unidad  Método de Prueba  Valor límite  Resto del País  ZMVM y las  
ciudades de  
Puebla, Toluca,  
Querétaro y  
Monterrey  
Presión de vapor en exceso a 
la atmosférica a 37.8 °C  kPa 
(lb/pulg2)  Presión de vapor de gases licuados de 
petróleo (Método gas -LP, ASTM  D1267)  
Cálculo de propiedades físicas del gas LP 
mediante análisis de composi ción (ASTM 
D2598)  688 (100.0)  
mínimo  
1379 (200.0)  
máximo  896 (130.0)  
mínimo  
1379 (200.0)  
máximo  
Temperatura máxima de 
destilación del 95 %  °C Volatilidad de gases licuados de petróleo 
(LP) (ASTM D1837)  2.0 2.0 
Composición (2) : 
Etano  
Propano  
n-butano + iso -butano  
Pentano y más pesados  
Olefinas totales  % vol.  Análisis de gases licuados de petróleo 
(LP) y concentrados de propano por 
cromatografía de gases (ASTM D2163)    
2.50 máximo  
60.00 mínimo  
40.00 máximo  
2.00 máximo  
Informar    
2.50 máxi mo 
60.00 mínimo  
40.00 máximo  
2.00 máximo  
2 máximo  
Residuo de la evaporación de 
100 mL  mL Residuos en gases licuados de petróleo. 
(ASTM D2158)  0.05 máximo  0.05 máximo  
Densidad relativa a 15.6°C  Adimensional  Densidad o densidad relativa de 
hidrocarburos ligeros por termohidrómetro 
de presión (ASTM D1657)  
Cálculo de propiedades físicas del gas LP 
mediante análisis de composición (ASTM 
D2598)  informar  0.504 a 0.540  
Corrosión de placa de cobre, 1 
hora a 37.8°C  Adimensional  Corrosión de cobr e por gases licuados de 
petróleo ( LP) (ASTM D1838)  Estándar no. 1  
máximo  Estándar no. 1  
máximo  
Azufre total(1) ppm (en peso)  Azufre total en combustibles gaseosos por 
hidrogenólisis y colorimetría con medidor 
de relaciones (logómetro) (ASTM D4468).  140 máximo  140 máximo  
Agua libre  Adimensional  Visual  Nada  Nada  
  
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 pr esión de vapor en exceso a la atmosférica a una temperatura de 37.8 °C no exceda de 1379 kPa (200 
lb/pulg2).  
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 correl ativos 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, 
except o 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 siste mas 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 s u 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 determi nación 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 
requer idas 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 numera l 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 petro lífero 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 especi ficaciones 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 petrolíf eros 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 referen cia 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 Hidroc arburos.  
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 prev io 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 custo dia, 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 
represe ntativas 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 real izarla 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 ca so, 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 determi nación 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 actividade s 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 re fieran 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, transporti sta 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 especificaci ones 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 pertene cientes 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 prueba s 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 est ablecidas 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 mues tras 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 aquel los 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 pru eba 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 indicado s 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 and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence  ASTM D6667  
Standard Test Method for Vapor Pressure of Liquefied Petroleum Gases (LPG) 
(Expansion Method)  ASTM D6897  
  
b) Aplicable a los demás petrolíferos:  
Standard Test Method for Flash Point by Tag Closed Cup Tester  ASTM D56  
Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer 
Method)  ASTM D156  
Standard Specification for Fuel Oils  ASTM D396  
Standard Test Method for Supercharge Rating of Spark -Ignition Aviation Gasoline  ASTM D909  
Standard Specification for Diesel Fuel Oils  ASTM D975  
Standard Test Method for Kauri/Butanol Value of Hydrocarbon  Solvents  ASTM D1133  
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial 
Aliphatic Olefins by Electrometric Titration  ASTM D1159  
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High -Temperature Method)  ASTM D1552  
Standard Specification for Aviation Turbine Fuels  ASTM D1655  
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by 
Pressure Hydrometer API Designation: Manual of Petroleum Measurement Standards 
(MPMS), Chapter 9.2  ASTM D1657  
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin -Film Oven 
Test)  ASTM D1754  
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 Method for Phosphorus in Gasoline  ASTM D3231  
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 
(Visual Inspection Procedures)  ASTM D4176  Standard Test Method for Electrical Conductivity of Liquid Hydrocarbons by Precision 
Meter  ASTM D4308  
Standard Test Methods  for Determination of Aluminum and Silicon in Fuel Oils by 
Ashing, Fusion, Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry, and 
Atomic Absorption Spectrometry  ASTM D5184  
Standard Test Method for Vapor -Liquid Ratio Temperature Determination of Fue ls 
(Evacuated Chamber Method)  ASTM D5188  
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method)  ASTM D5191  
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method -
Atmospheric)  ASTM D5482  
Standard Test Method fo r Determination of Oxygenates in Gasoline by Gas 
Chromatography and Oxygen Selective Flame Ionization Detection  ASTM D5599  
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat -Inlet 
Chemiluminescence  ASTM D5762  
  
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Optical Detection 
Stepped Cooling Method)  ASTM D5771  
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate 
Method)  ASTM D5773  
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure 
Pulsing Method)  ASTM D5949  
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High -Frequency 
Reciprocating Rig (HFRR)  ASTM D6079  
Standard Test Method for Determination of Vapor Pressure (VPX) of Petroleum 
Products, Hydrocarbons, and Hydrocarbon -Oxygenate Mixtures (Triple Expansion 
Method)  ASTM D6378  
Standard Test Method for Determination of Aromatic Hydrocarbon Types in Aviation 
Fuels and Petroleum Distillates -High Performance Liquid Chromatography Method 
with Refractive Index Detection  ASTM D6379  
Standard Test Method for Determination of Olefin Content of Gasolines by 
Supercritical/Fluid Chromatography  ASTM D6550  
Standard Test  Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous 
Hydrocarbons and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence  ASTM D6667  
Standard Test Method for Hydrocarbon Types, Oxygenated Compounds, and Benzene 
in Spark Ignition Engine Fuels b y Gas Chromatography  ASTM D6839  
Standard Test Method for Determination of Ignition Delay and Derived Cetane Number 
(DCN) of Diesel Fuel Oils by Combustion in a Constant Volume Chamber  ASTM D6890  
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel 
Fuel Oils -Fixed Range Injection Period, Constant Volume Combustion Chamber 
Method  ASTM D7170  
Standard Test Method for Sulfur in Automotive, Heating, and Jet Fuels by 
Monochromatic Energy Dispersive X -ray Fluorescence Spectrometry  ASTM D7220  Standard Test Method for Determination of Accelerated Iron Corrosion in Petroleum 
Products  ASTM D7548  
Standard Test Method for Determination of Corrosiveness to Silver by Automotive 
Spark -Ignition Engine Fuel -Thin Silver Strip Method  ASTM D7667  
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 Method  ASTM D7668  
Standard Test Method for Corrosiveness to Silver by Au tomotive SparkIgnition Engine 
FuelSilver Strip Method  ASTM D7671  
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Mini Method)  ASTM D7689  
New Test Method for Determination of Water Separation Characteristics of Aviation 
Turbine Fuel by Small  Scale Water Separation Instrument  ASTM 
WK53270  
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.  no aplica  
  
7. Bibliografía  
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 Method for Saybolt Viscosity  ASTM D88  
Standard Test Methods for Flash Po int 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 Strip Test  ASTM D130  
Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer 
Method)  ASTM D156  
Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products  ASTM D189  
Standard Test Method for API Gravity of Crude Petroleum and Petroleum Products 
(Hydrometer Method)  ASTM D287  
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 Specification for Fuel Oils  ASTM D396  
Standard Test Method for Kinematic Viscosity of Transparent and Opaque Liquids (and 
the Calculation of Dynamic Viscosity)  ASTM D445  
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  Standa rd Test Method for Rust -Preventing Characteristics of Inhibited Mineral Oil in 
the Presence of Water  ASTM D665  
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 Specification for Leaded Aviation Gasolines  ASTM D910  
Standard Specification for Diesel Fuel Oils  ASTM D975  
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 Hydr ocarbon Solvents  ASTM D1133  
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial 
Aliphatic Olefins by Electrometric Titration  ASTM D1159  
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-Gas Method)  ASTM D1267  
Standard Test Method for Density, Relative Density (Sp ecific Gravity), or API Gravity 
of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method  ASTM D1298  
Standard Test Method for Hydrocarbon Types in Liquid Petroleum Products by 
Fluorescent Indicator Adsorption  ASTM D1319  
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 Specification for Aviation Turbine Fuels  ASTM D1655  
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by 
Pressure Hydrometer  ASTM D1657  
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin -Film Oven 
Test)  ASTM D1754  
  
Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method 
(Laboratory Procedure)  ASTM D1796  
Standard Specification for Liquefied Petroleum (LP) Gases  ASTM D1835  
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 Naphthalene Hydrocarbons in Aviation Turbine Fuels by  
Ultraviolet Spectrophotometry  ASTM D1840  
Standard Test Method for Residues in Liquefied Petroleum (LP) Gases  ASTM D2158  Standard Practice for Conversion of Kinematic Viscosity to Saybolt Universal Viscosity 
or to Saybolt Furol Viscosity  ASTM D2161  
Standard Test Method for Analysis of Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propene 
Concentrates by Gas Chromatography  ASTM D2163  
Standard Test Method for Particulate Contaminant in Aviation Fuel by Line Sampling  ASTM D2276  
Standard Test Method for Freezin g 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 Practice for Calculation of Certain Physical Properties of Liquefied Petroleum 
(LP) Gases from Compositional Analysis  ASTM D2598  
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Wavelength Dispersive X -
ray Fluorescence Spectrometry  ASTM D2622  
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 
Chromatography  ASTM D2887  
Standard Test Method for (Thiol Mercaptan) Sulfur in Gasoline, Kerosine, Aviation 
Turbine, and Distillate Fuels (Potentiometric Method)  ASTM D3227  
Standard Test Method for Total Nitrogen in Lubricating Oils and Fuel Oils by Modified 
Kjeldahl Method  ASTM D3228  
Standard Test Method for Phosphorus in Gasoline  ASTM D3231  
Standard Test Method for Thermal Oxidation Stability of Aviation Tu rbine Fuels (JFTOT 
Procedure)  ASTM D3241  
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 n -Heptane Insolubles  ASTM D3279  
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 Aviation Gasoline by Gas Chromatography  ASTM D3606  
Standard Test Methods for Flash Point by Small Scale Closed Cup Tester  ASTM D3828  
Standard Test Method for Determinin g Water Separation Characteristics of Aviation 
Turbine Fuels by Portable Separometer  ASTM D3948  
  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 
(Visual Inspection Procedures)  ASTM D4176  
Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products  ASTM D4177  
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy 
Dispersive X -ray Fluorescence Spectrometry  ASTM D4294  
Standard Test Method for Electri cal Conductivity of Liquid Hydrocarbons by Precision 
Meter  ASTM D4308  
Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and 
Rateometric Colorimetry  ASTM D4468  
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 Gasolin es for Use 
as Automotive Spark -Ignition Engine Fuel  ASTM D4806  
Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb 
Calorimeter (Precision Method)  ASTM D4809  
Standard Specification for Automotive Spark -Ignition Engine Fuel  ASTM D4814  
Standard Test Method for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, tertiary -Amyl 
Alcohol and C1 to C4 Alcohols in Gasoline by Gas Chromatography  ASTM D4815  
Standard Test Method for Estimation of Net and Gross Heat of Combustion of Burner 
and Di esel Fuels  ASTM D4868  
Standard Test Method for Qualitative Analysis for Active Sulfur Species in Fuels and 
Solvents (Doctor Test)  ASTM D4952  
Standard Test Method for Vapor Pressure of Gasoline and Gasoline -Oxygenate Blends 
(Dry Method)  ASTM D4953  
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 Absorption Spe ctrometry  ASTM D5184  
Standard Test Method for Determination of Aromatic Content and Polynuclear Aromatic 
Content of Diesel Fuels and Aviation Turbine Fuels by Supercritical Fluid 
Chromatography  ASTM D5186  
Standard Test Method for Vapor -Liquid Ratio Tem perature Determination of Fuels 
(Evacuated Chamber Method)  ASTM D5188  
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method)  ASTM D5191  
Standard Test Method for Particulate Contamination in Aviation Fuels by Laboratory 
Filtration  ASTM D5452  
Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark 
Ignition Engine Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence  ASTM D5453  Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method -
Atmospheric)  ASTM D5482  
Standard Test Method for Vehicle Evaluation of Unleaded Automotive Spark/Ignition 
Engine Fuel for Intake Valve Deposit Formation  ASTM D5500  
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 Chromatography  ASTM D5580  
  
Standard Test Method for Evaluating Unleaded Automotive Spark -Ignition Engine Fuel 
for Electronic Port Fuel Injector Fouling  ASTM D5598  
Standard Test Method for Determination of Oxygenates in Gasoline by Gas 
Chromatography and Oxygen Selective Flame Ionization Detection  ASTM D5599  
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat -Inlet 
Chemiluminescence  ASTM D5762  
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Optical Detection 
Stepped Cooling Method)  ASTM D5771  
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate 
Method)  ASTM D5773  
Standard Test Method for Determination  of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, Methanol, 
Ethanol and tert -Butanol in Gasoline by Infrared Spectroscopy  ASTM D5845  
Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and Sodium in 
Crude Oils and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry  ASTM D5863  
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure 
Pulsing Method)  ASTM D5949  
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automa tic Phase Transition 
Method)  ASTM D5972  
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High -Frequency 
Reciprocating Rig (HFRR)  ASTM D6079  
Standard Test Method for Determination of Benzene in Spark -Ignition Engine Fuels 
Using Mid Infrared Spectroscopy  ASTM D6277  
Standard Test Method for Determination of Vapor Pressure (VPX) of Petroleum 
Products, Hydrocarbons, and Hydrocarbon -Oxygenate Mixtures (Triple Expansion 
Method)  ASTM D6378  
Standard Test Method for Determination of Aroma tic Hydrocarbon Types in Aviation 
Fuels and Petroleum Distillates -High Performance Liquid Chromatography Method with 
Refractive Index Detection  ASTM D6379  
Standard Test Method for Determination of Olefin Content of Gasolines by 
Supercritical/Fluid Chroma tography  ASTM D6550  
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous 
Hydrocarbons and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence  ASTM D6667  
Standard Test Method for Hydrocarbon Types, Oxygenated Compounds, and Benzene 
in Spark Ignition Engine Fuels by Gas Chromatography  ASTM D6839  
Standard Test Method for Determination of Ignition Delay and Derived Cetane Number 
(DCN) of Diesel Fuel Oils by Combustion in a Constant Volume Chamber  ASTM D6890  Standard Test Method for Vapor Pressure of Liquefied Petroleum Gases (LPG) 
(Expansion Method)  ASTM D6897  
Standard Test Method for Sulfur in Gasoline and Diesel Fuel by Monochromatic 
Wavelength Dispersi ve X-ray Fluorescence Spectrometry  ASTM D7039  
Standard Test Method for Dynamic Viscosity and Density of Liquids by Stabinger 
Viscometer (and the Calculation of Kinematic Viscosity)  ASTM D7042  
Standard Test Method for Flash Point by Modified Continuousl y Closed Cup 
(MCCCFP) Tester  ASTM D7094  
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 
Method)  ASTM D7154  
Standard Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel 
Fuel Oils -Fixed Range Injection Period, Constant Volume Combustion Chamber 
Method  ASTM D7170  
  
Standard Test Method for Sulfur in Automotive, Heating, and Jet Fuels by 
Monochromatic Energy Dispersive X -ray Fluorescence Spectrometry  ASTM D7220  
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products and Liquid Fuels at 
Atmospheric Pressure (Mini Method)  ASTM D7344  
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure 
(Micro Distillation Method)  ASTM D7345  
Standard Test Method for Determination of Accelerated Iron Corrosion in Petroleum 
Products  ASTM D7548  
Standard Test Method for Determination of Corrosiveness to Silver by Automotive 
Spark -Ignition Engine Fuel -Thin Silver Strip Method  ASTM D7667  
Standar d Test Method for Determination of Derived Cetane Number (DCN) of Diesel 
Fuel Oils -Ignition Delay and Combustion Delay Using a Constant Volume Combustion 
Chamber Method  ASTM D7668  
Standard Test Method for Corrosiveness to Silver by Automotive SparkIgnition Engine 
FuelSilver Strip Method  ASTM D7671  
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High -Frequency 
Reciprocating Rig (HFRR) by Visual Observation  ASTM  D7688  
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 Rap id 
Screening Method  ASTM D7797  
New Test Method for Determination of Water Separation Characteristics of Aviation 
Turbine Fuel by Small Scale Water Separation Instrument  ASTM 
WK53270  
British Ministry of Defense Standard DEF STAN 91 -91 Turbine Fuel, Kero sine Type, 
Jet A -1   
Determination of the Level of Cleanliness of Aviation Turbine Fuel - Laboratory 
Automatic particle counter method  IP 564  Determination of the Level of Cleanliness of Aviation Turbine Fuel - Portable Automatic 
particle counter method  IP 565  
Determination of the Level of Cleanliness of Aviation Turbine Fuel - Automatic particle 
counter method using light extinction  IP 577  
Environmental Protection Agency, Code of Federal Regulations Title 40 Part 80 
Regulation of Fuels and Fuel Additives.    
National Fire Protection Association, NFPA 58 LP -Gas Code    
Muestro para la inspección por atributos. Parte 1: información general y aplicaciones  NMX -Z-12/1- 
1987  
Muestreo para la inspección por atributos. Part e 2: métodos de muestreo, tablas y 
gráficas  NMX -Z-12/2- 
1987  
Muestreo para la inspección por atributo. Parte 3: regla de cálculo para la 
determinación de planes de muestreo  NMX -Z-12/3- 
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 comprueb e 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 l egislación 
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.  
10. Vigilancia de la Norma  
10.1. La vigilancia de la presente Norma  Oficial Mexicana estará a cargo de la Comisión Reguladora de 
Energía.  
10.2. La evaluación de la conformidad será realizada a petición de parte interesada, por Unidades de 
Verificación acreditadas por la Entidad de Acreditación y aprobadas por la Comisión,  o por Terceros 
Especialistas autorizados por la Comisión; lo anterior, sin menoscabo de su realización directa por la 
Comisión en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, su Reglamento y demás 
disposiciones legales, reglamentarias y ad ministrativas aplicables, con base en los criterios establecidos en 
el Anexo 3.  
10.3. Lo establecido en el numeral 10.2, es sin perjuicio de la competencia de la Procuraduría Federal 
del Consumidor en términos de la Ley Federal de Protección al Consumidor y demás disposiciones legales, 
reglamentarias y administrativas aplicables respecto de la protección de los derechos del consumidor.  
10.4. El incumplimiento de la presente Norma Oficial Mexicana será sancionado conforme a lo previsto 
en la Ley de Hidrocarb uros, así como en el Capítulo II Título Sexto de la LFMN, según corresponda al tipo 
de infracción de que se trate.  
Transitorios  
PRIMERO. - La presente Norma Oficial Mexicana entrará en vigor a los sesenta días naturales siguientes 
de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.  
SEGUNDO. - En tanto existen laboratorios acreditados y aprobados para efectuar alguna prueba 
conforme a las especificaciones establecidas en la presente Norma Oficial Mexicana, se aceptarán informes 
de resultados de laboratorios acreditados para otras normas en el área de calidad de petrolíferos o, en su 
defecto, de laboratorios no acreditados, siempre que cuenten con la infraestructura necesaria.  
En relación a la importación de petrolíferos, se acepta rán los certificados de calidad de origen, informes 
de resultados o documentos de naturaleza jurídica y técnica análoga de los laboratorios de prueba y/o 
ensayo del país de procedencia del petrolífero de que se trate, siempre y cuando se encuentren registr ados o se registren ante la Secretaría de Economía por virtud de acuerdos de reconocimiento mutuo entre 
autoridades competentes de nuestro país y la contraparte del país de origen, y, en su caso, los acuerdos de 
reconocimiento mutuo entre entidades de acre ditación u otra figura análoga conforme a tratados suscritos 
por México.  
TERCERO. - En el caso del transporte por ductos del Sistema Nacional de GLP, el muestreo y análisis 
a que se refiere la disposición 5.1.3, en los puntos de entrega de dicho sistema, co menzará a realizarse a 
los doce meses de la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana.  
CUARTO. - El contenido de azufre en el combustóleo intermedio, entrará en vigor a partir de que se 
publique en el Diario Oficial de la Federación el Anexo VI  del Convenio internacional para prevenir la 
contaminación por los buques (MARPOL).  
QUINTO. - Con el fin de garantizar el suministro de diésel UBA, la Comisión Reguladora de Energía, con 
una anticipación de al menos tres meses antes de la fecha establecida en la obligación adicional (3) de la 
Tabla 7 relativa a especificaciones de calidad del diésel, podrá revisar las condiciones del mercado, y 
establecer, en su caso, zonas de exclusión temporal, sin que el contenido máximo de azufre en dichas zonas 
rebase 5 00 mg/kg.  
SEXTO. - Dentro de los treinta días naturales contados a partir del inicio de la vigencia de la presente 
Norma Oficial Mexicana, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y 
Petroquímicos instalará un grupo técni co de trabajo al cual se invitará a los sectores gubernamental, privado 
y social para analizar la transición óptima de la Norma considerando el bienestar social, impacto económico, 
sobre la salud y medio ambiente, así como sus efectos sobre motores y vehíc ulos, para su convergencia 
hacia estándares más avanzados en la materia. Entre los temas que se evaluarán en el grupo técnico 
estarán los efectos en los motores de los residuos de carbón y el contenido de aromáticos en el diésel.  
SÉPTIMO. - La presente Norm a Oficial Mexicana cancela y deja sin efectos la Norma Oficial Mexicana 
de Emergencia NOM -EM-005-CRE -2015, Especificaciones de calidad de los petrolíferos.  
Ciudad de México, a 12 de agosto de 2016. - El Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y 
Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y 
Petroquímicos, Jesús Serrano Landeros .- Rúbrica.  
Anexo 1  
Diésel automotriz con un contenido máximo de azufre total de 15 mg/kg  
1. Para efecto de complementar la obli gación 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 infl uencia 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 repart o, 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.  Carreter as 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, Papantl a 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, M edellín, 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 Totola pan, 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 Láza ro 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 con ducen 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, T latlauquitepec, 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, De licias, 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 Pa lacio, 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 d e 
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 líq uidos 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 Ro sarito 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 petrol íferos  
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 present e 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 conform idad 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 
petrolífer os 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 presen te 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 capít ulo 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 ubi cado 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 evidencia dos 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 confor me 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 cont rato 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 establecida s 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 r ealizará 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 No rma, 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 Tab las 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 pa trones 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 re comendada 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 medi ción 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 cali dad 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 la s 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 d isposiciones 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 qu e 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 aplic ación 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 T E, 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 prestac ión 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 (R FC). 
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 extranje ro, 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) P ara 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 milit ar, 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 dere cho, 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 ace ptación/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 relacionad os 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 ca so, 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 a probado 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, constataci ón 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 conformida d 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 establec idos 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 relacionado s 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 
dictam en 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 enti dad pública que lo solicite, conforme a sus atribuciones.  
ACTA DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
DATOS DEL SOLICITANTE DE LA VERIFICACIÓN:  
 
NOMBRE, DENOMINACIÓN O RAZÓN SOCIAL DEL SOLICITANTE:  
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_ 
Actividad_________________________________ __________________________________________________________________
_ 
DOMICILIO VISITADO:  
CALLE O AVENIDA: ___________________________No. (Interior y exterior):_________________________________  
COLONIA O POBLACIÓN:__________________________________________________________________________  
MUNICIPIO O DELEGACIÓN:__________________________________CÓDIGO POSTAL:______________________  
CIUDAD Y ESTADO:___________________________________________________ ____________________________  
TELÉFONO(S):___________________________________________________ FAX:___________________________  
CORREO ELECTRÓNICO:__________________________________________  NOMBRE Y CARGO DE LA PERSONA QUE ATENDIÓ LA VISITA DE VERIFICACIÓN:  
__________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________________  
  
DATOS DE LA VISITA DE VERIFICACIÓN  
OBJETO DE LA VISITA DE VERIFICACIÓN:  
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_______ ___________________________________________________________________________________________________
______  
  
FECHA DE INICIO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: __________ HORA: _______  
FECHA DE TÉRMINO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: _____ _____ HORA: _______  
DESARROLLO DE LA VISITA DE VERIFICACIÓN . 
Circunstancias en las que se efectúa la verificación:  
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________ ________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________ ____________________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
________________ __________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
___________________________  
No Conformidades encontradas:  
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________ ____________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________ ________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
____________________________ ______________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________ __________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________ _______________________________  
  
  
 OBSERVACIONES DE LA PERSONA QUE ATENDIÓ LA VISITA DE VERIFICACIÓN : 
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_______________________________________________ ___________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________________________ _______________
__________________________________________________________________________________________________________
______________  
Acciones realizadas y documentación ofrecida con respecto a lo asentado en el desarrollo de la visita de verificación.  
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_____________________________________________ _____________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________ _________________
__________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
___________________________ _______________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________
_________________  
  
  
FIRMAS DE LOS QUE INTERVINIERON EN LA VERIFICACIÓN  
Unidad de verificación: _________________________________  
Tercero Especialista: _________________________________  
No. de registro: _________________________________    
Firma: ____________________  
Datos de la persona que atendió la visita  
Nombre: _______________________________________________  
Identificación: ___________________________________________  
Número o folio de la identificación: ___________________________  
Expedida por: ____________________________ _______________  
Dirección: ______________________________________________    
Firma: ____________________  
Datos del testigo  
Nombre: ________________________________________________  
Identificación: ____________________________________________  
Número o folio de la identificación: ___________________________  
Expedida por: ____________________________________________  
Dirección: _______________________________________________    
Firma: ____________________  Datos del testigo  
Nombre: ________________ ________________________________  
Identificación: ____________________________________________  
Número o folio de la identificación: ___________________________  
Expedida por: ____________________________________________  
Dirección: ___________________________ ____________________    
Firma: ____________________  
  
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 p etrolíferos 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 contenid as 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  
Presión  
de Vapor  RON(3) MON(3) (RON+MON)/2(3) Aromáticos  Olefinas  Benceno  Azufre  Gravedad  
Específica  
20/4 °C  Temperaturas  
de destilación  
Concepto /  
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  
público(2)   X X X       X X X 
  
(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 máxi ma 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  
de destilación  
a 90 %  Temperatura  
de 
inflamación  Número y/o  
Índice de  
cetano (²) Azufre  
Concepto /  
Actor (1) 
Importador  X X X X 
Transportista  X X X X 
Almacenista  X X X X 
Distribuidor  X X X X 
Estación de  
Servicio  X X X X 
  
(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  
Tabla A.3 Pruebas de control aplicables al Jet A -1 (Turbosina) y Jet A  
Propiedad  Grave dad 
Específica a  
20/4 °C  Gravedad  
°API Apariencia  Temperatur  
a de 
Destilación  Temperatur  
a de 
inflamación  Temperatura  
de 
congelación  Partícu  
las 
contam  
inantes  Calificación  
por 
microseparóm  
etro 
Concepto /  
Actor(1) 
Almacenista  X X X X X X X X 
Transportista  X X X       X   
Almacenista  
(aeropuerto2)  X X X       X   
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  
inflamación  Viscosidad  
cinemática  Azufre  
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)  
Propie
dad Dens
idad 
a 20 
°C Grav
edad 
°API Apari
encia  Tempe
ratura 
de 
Destila
ción Estabi
lidad a 
la 
oxidac
ión Goma
s 
potenc
iales  Precip
itado 
de 
Plomo  Pres
ión 
de 
Vap
or 
Reid  Azu
fre 
Tot
al Corro
sión 
al Cu  Gom
a 
acele
rada  Tetra
etilo 
de 
Plom
o Núm
ero 
de 
Octa
no 
MO
N Núm
ero 
de 
Octa
no 
RON  Pode
r 
Calor
ífico 
Neto  Reac
ción 
al 
agua  Conduct
ividad 
Eléctric
a Inhibi
dor 
de 
oxida
ción Co
lor 
Conce
pto /  
Actor  
Import
ador X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 
Distrib
uidor  X X X X       X X X           X     X 
Almac
enista  X X X                               X 
Expen
dio al  
público  X X X                               X 
Tabla A.6 Pruebas de control aplicables a Gasolina de llenado inicial  
Propiedad  
Presión de  
Vapor  Periodo de  
inducción  RON  MON  (RON+MON)/2  Aromáticos  Olefinas  Benceno  Azufre  Gravedad  
Específica  
20/4 °C  Temperaturas  
de destilación  
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 a la atmosférica a  
37.8 °C  Densidad relativa a  
15.56 °C  Agua libre  
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