Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     1 2     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía determina  las medidas que deberán implementar 
los suministradores y permisionarios de sistemas de transporte, distribución y almacenamiento de gas natural para 
dar cumplimiento a lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas  
natural, así como el sistema de alertas para informar oportunamente a sus usuarios sobre la entrega de gas natural 
fuera de especificaciones.  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Comisión Reguladora  de 
Energía.  
RESOLUCIÓN Núm. RES/596/2014  
RESOLUCIÓN POR LA QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA DETERMINA LAS MEDIDAS QUE 
DEBERÁN IMPLEMENTAR LOS SUMINISTRADORES Y PERMISIONARIOS DE SISTEMAS DE TRANSPORTE, 
DISTRIBUCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL PARA DAR CUMPLIM IENTO A LO DISPUESTO EN LA 
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM -001-SECRE -2010, ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL, ASÍ COMO EL 
SISTEMA DE ALERTAS PARA INFORMAR OPORTUNAMENTE A SUS USUARIOS SOBRE LA ENTREGA DE GAS 
NATURAL FUERA DE ESPECIFICACIONES  
RES ULT ANDO  
Primero.  Que la Ley de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 11 de 
agosto de 2014, establece en su artículo 78 que las especificaciones de calidad de los Hidrocarburos, 
Petrolíferos y Petroquímicos estarán contenidas en las Normas Oficiales Mexicanas que al efecto expida la 
Comisión Reguladora de Energía (la Comisión). Las especificaciones de calidad corresponderán con los usos 
comerciales, nacionales e internacionales en cada etapa de la cadena de producción y suministro.  
Segundo.  Que la calidad del gas natural y su intercambiabilidad es una propiedad que permite evaluar la 
viabilidad de sustituir un gas por otro sin alterar sus características como energético en los aparatos de 
combustión donde se le utiliza, lo que ha cobrado gran  relevancia en los mercados y generado preocupación a 
las autoridades regulatorias en diversas partes del mundo, a medida que en las redes de gas natural se 
incrementa el número de posibles puntos de inyección de dicho combustible que proviene de fuentes m uy 
diversas con variaciones significativas en la composición del gas.  
Tercero.  Que el concepto de intercambiabilidad significa que el gas natural que proviene de dos o más 
fuentes posee características físico -químicas similares tales que, en términos de su  desempeño como 
combustible en diversos aparatos y del impacto ambiental de las emisiones que produce, son equiparables.  
Cuarto.  Que, a partir de la década de los noventa, ha cambiado de manera significativa la tecnología y el 
diseño de los sistemas de com bustión, tanto de equipos domésticos como industriales, lo que ha sido 
propiciado por los requerimientos cada vez mayores de mejorar la eficiencia de los procesos de combustión y 
de reducir las emisiones de gases contaminantes. Este cambio ha afectado a di versos equipos, como motores 
de combustión interna, equipos de calentamiento y turbinas de gas, particularmente aquéllas destinadas a la 
generación de energía eléctrica.  
Quinto.  Que diferentes estudios sobre la intercambiabilidad del gas natural se han pub licado tanto en los 
Estados Unidos de América como en la Unión Europea, en ellos se identifican los problemas que se presentan 
cuando se alteran las condiciones de calidad del gas natural.  
Sexto.  Que uno de los más importantes estudios de intercambiabilida d de gas natural es el White Paper 
on Natural Gas Interchangeability and Non -Combustion End Use, publicado en febrero de 2005 por el Consejo 
de Gas Natural de los EE. UU. para su presentación a la entidad reguladora federal, la Federal Energy 
Regulatory Co mmission (FERC). En dicho estudio se establece que  la variación de la calidad de gas más allá 
de límites aceptables, puede tener los siguientes efectos en los equipos de combustión:  
a) En aparatos domésticos, como estufas y calentadores, puede resultar en la formación de hollín y el 
característico color amarillo de la flama, así como niveles elevados de monóxido de carbono. Puede, 
asimismo, acortar la vida de los calentadores y causar el apagado de los pilotos, con los 
consecuentes riesgos de accidente.  
b) En motores reciprocantes, puede provocar golpeteo de los pistones, afectar negativamente el 
comportamiento del motor y reducir su vida útil.  
c) En turbinas de combustión, puede resultar en un incremento en las emisiones, una reducción en la 
confiabilidad y  la disponibilidad de la turbina, así como en la vida útil de las partes críticas.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     3 
d) En calderas industriales, hornos y calentadores, puede resultar en una degradación de su 
funcionamiento, daño al equipo de transferencia de calor e incumplimiento con las  normas 
ambientales.  
e) En plantas industriales donde el gas se utiliza como materia prima, puede reducir la capacidad de 
producción y afectar la calidad de los productos.  
Séptimo.  Que, en el mismo estudio, el Consejo de Gas Natural de los EE. UU. recomien da a la FERC que 
se adopten los siguientes criterios de intercambiabilidad de gas natural:  
I. Mantener el Índice Wobbe en un rango de ±4% sobre el promedio histórico;  
II. Sujetarlo a un límite máximo de 1 400 Btu/ft3; 
III. Limitar el poder calorífico a 1 1 00 Btu/ft3; 
IV. Limitar el contenido máximo de butanos y componentes más pesados a 1.5%, y  
V. Limitar el contenido máximo de gases inertes (dióxido de carbono y nitrógeno) a 4%.  
Octavo.  Que, en el caso de los EE. UU. , a diferencia de lo que ocurre en Méxic o y en otros países del 
mundo, no existe una norma oficial de carácter nacional que regule la calidad del gas natural, sino que a lo 
largo de los años, el mercado ha determinado una calidad aceptable de gas, y los sistemas de transporte 
regulados por la FE RC han establecido los criterios de calidad que debe cumplir el gas natural para poder ser 
transportado en dichos sistemas.  
Noveno.  Que la FERC, al regular el transporte interestatal de gas natural, reconoce la relevancia de la 
composición y calidad de dic ho combustible, y que prácticamente todos los sistemas de transporte en los  EE. 
UU., incluyendo aquellos con los que se interconecta el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) establecen 
un límite máximo de contenido total de gases inertes, entre los que se encuentra el nitrógeno, entre 2 y 4% . 
Décimo.  Que la FERC, en su declaración de política denominada Policy Statement on Provisions 
Governing Natural Gas Quality and Interchangeability in Interstate Natural Gas Pipeline Company Tariffs, 
emitida el 15 de jun io de 2006, establece los siguientes principios de política en relación a la calidad del gas 
natural y a su intercambiabilidad comercial:  
 Solamente puede exigirse el cumplimiento de las especificaciones de calidad de gas natural y de 
intercambiabilidad est ablecidas en las condiciones generales de servicio aprobadas por la FERC a 
los transportistas.  
 Las previsiones de calidad del gas natural e intercambiabilidad que se establezcan en las condiciones 
generales de servicio deben ser flexibles.  
 Los transportist as y sus clientes deben desarrollar especificaciones de calidad e intercambiabilidad 
de gas natural. La FERC establece que dichas especificaciones estén basadas en consideraciones 
científicas y de ingeniería robustas.  
 Al negociar las soluciones de calidad de gas natural con bases técnicas robustas, la FERC requiere a 
los transportistas y a sus clientes que usen las recomendaciones propuestas por el Consejo de Gas 
Natural de los EE. UU.  
 En la medida en que los transportistas y sus clientes no puedan resolver  sus disputas en relación con 
la calidad del gas natural y su intercambiabilidad, éstas pueden ser presentadas a la consideración 
de la FERC. Al resolver dichas disputas, la FERC dará un peso significativo a las recomendaciones 
del Consejo de Gas Natural d e los EE. UU.  
Undécimo.  Que, de igual manera, los diversos estudios que se han llevado a cabo en Europa en relación 
con la intercambiabilidad comercial del gas natural reconocen que, además de los efectos indeseables que 
afectan la eficiencia y la operació n de las instalaciones industriales, los aparatos domésticos tienen una 
limitada capacidad para aceptar variaciones amplias en la calidad del gas natural. Como resultado de ello, 
ésta debe mantenerse dentro de ciertos límites que permiten la adecuada opera ción de los equipos.  4     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Duodécimo.  Que el documento Main Effects of Gas Quality Variations on Applications, publicado el 13 de 
noviembre de 2008 por la Asociación Técnica Europea de la Industria del Gas Natural, MARCOGAZ, llega a 
las conclusiones siguientes:  
 La dependencia de la estabilidad de flama y la combustión incompleta de los equipos domésticos de 
la relación aire/gas en un proceso de combustión y, por tanto, del Índice Wobbe está bien estudiada, 
y es la base de la Norma Europea EN -437 que establece la calidad del gas natural para las 
instalaciones domésticas.  
 Dependiendo de la tecnología del quemador, una reducción en el Índice Wobbe puede producir 
separación de la flama de la boquilla. También puede producir un incremento en las emisiones  de 
CO. 
 A medi da que se inc rementa la relación aire/ gas, debido a la reducción en el Índice Wobbe, la 
velocidad de combustión se reduce, produciendo inestabilidad de la flama, emisiones  de CO e 
incluso extinción de la flama.  
 Adicionalmente, un incremento en el Índice Wo bbe produce un incremento en el flujo de energía al 
quemador y a una  reducción de la relación aire/ gas. Los principales efectos que pueden ser 
observados son combustión incompleta, producción de CO y de hollín, golpeteo, ignición prematura 
en turbinas de g as e incremento en las emisiones de NOx.  
Decimotercero.  Que, por las razones mencionadas anteriormente, en los países europeos las reservas de 
gas natural con alto contenido de nitrógeno y bajo poder calorífico deben contar con una red independiente 
para s u transporte para ser explotadas comercialmente, como es el caso en Holanda, Bélgica, Francia y 
Alemania; o bien, se deben instalar plantas separadoras de nitrógeno, como es el caso de Gran Bretaña, que 
ha establecido un límite máximo de 5% en el contenido  de nitrógeno para poder inyectar el gas natural a la red 
nacional.  
Decimocuarto.  Que en diversos países de América Latina, como Argentina, Brasil y Colombia, las normas 
oficiales establecen límites al contenido de nitrógeno que puede tener el gas natural.  Argentina establece un 
contenido máximo de inertes (nitrógeno y dióxido de carbono) de 4% en los ductos de transporte, Brasil 
establece un contenido máximo de 2% de nitrógeno y Colombia establece un contenido máximo de 3% de 
nitrógeno.  
Decimoquinto.  Que l a primera Norma Oficial Mexicana para la calidad del gas natural fue emitida por esta 
Comisión en 1996 como Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM -EM-001-SE-1996, Características y 
especificaciones del gas natural que se inyecte a los sistemas de transpo rte, almacenamiento y distribución, 
en la que se estableció un límite superior para el contenido de inertes (nitrógeno + CO 2) de 3%.  
Decimosexto.  Que en la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -1997, publicada el 27 de enero de 
1998 en el DOF, se mantuviero n los mismos niveles máximos de gases inertes.  
Decimoséptimo.  Que en la NOM -001-SECRE -2003, publicada el 29 de marzo de 2004 en el DOF, se 
estableció el límite máximo de gases inertes (nitrógeno + CO 2) en 5%, atendiendo la solicitud de la Secretaría 
de Ene rgía (Sener), ya que empezaba a incrementarse su concentración en el gas natural producido en el 
Sureste, y Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) le había informado que el incremento solicitado tendría 
un carácter temporal, ya que el problema se resolverí a en 2008, cuando entrase en operación la planta 
separadora de nitrógeno de Nuevo Pemex.  
Decimoctavo.  Que, cinco años más tarde, cuando esta Comisión inició el proceso de revisión de la  NOM -
001-SECRE -2003, PGPB solicitó que se incrementara nuevamente el l ímite máximo de contenido de 
nitrógeno de manera temporal, mientras se instalaban dos nuevas plantas separadoras de nitrógeno, 
adicionales a la que había entrado en operación en Nuevo Pemex.  
Decimonoveno.  Que, atendiendo la solicitud de PGPB, el 23 de febr ero de 2009 esta Comisión envió a la 
Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer), para consulta pública, el proyecto de norma  PROY -NOM -
001-SECRE -2008, que establecía la creación de dos zonas diferenciadas en el país: la Zona Sur, con un 
contenido máxi mo de inertes (N 2 + CO 2) de 5% (con un periodo de transición de dos años en el que el límite 
superior se establecía temporalmente en 7%); y Resto del país, con un contenido máximo  de inertes de 4%.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     5 
Vigésimo.  Que este proyecto de NOM nunca entró en vigor ya  que, después de su publicación en el DOF, 
el Secretario Técnico del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos 
Subsidiarios(CNPMOS) presentó un escrito a esta Comisión, con fecha del 23 de abril de 2009, en el que 
manifestó que el gas nat ural inyectado y transportado por PGPB en el SNG no cumplía con las 
especificaciones previstas en el proyecto de NOM para la Zona Sur en lo que se refiere al Índice Wobbe, al 
poder calorífico superior y al contenido de nitrógeno. Para sostener lo anterior,  aportó información detallada de 
las especificaciones del gas producido en el año previo, lo que era un reconocimiento expreso de que PGPB 
incumplía desde hacía un año con la NOM -001-SECRE -2003 vigente en ese momento.  
Vigésimo primero.  Que, del análisis de  la información presentada por el CNPMOS, esta Comisión 
identificó que existían suficientes elementos para declarar una situación de emergencia severa en el Sur y 
Occidente de Cempoala y en el Centro y Centro Occidente del SNG, debido a que la calidad del gas 
producido por PGPB en la Zona Sur e inyectado en el SNG no cumplía con la NOM vigente y que, tal como lo 
establecía el análisis enviado a esta Comisión por el CNPMOS, para cumplir con dichas especificaciones se 
requería que Pemex implementara una serie  de acciones, entre ellas la instalación de una segunda planta 
separadora de nitrógeno, misma que requeriría tres años en construcción para entrar en operación.  
Vigésimo segundo.  Que, como consecuencia de lo manifestado, con fecha del 25 de junio de 2009, esta 
Comisión expidió la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM -EM-002-SECRE -2009, Calidad del Gas 
Natural durante el Periodo de Emergencia Severa.  
Vigésimo tercero.  Que en esa misma fecha se le requirió a PGPB presentar a esta Comisión el conjunto 
de me didas que habría de tomar Pemex para que, en un plazo máximo de tres años, el gas natural que se 
inyectara y transportara en el SNG y se comercializara como venta de primera mano, cumpliera con las 
especificaciones de calidad establecidas en la Norma Ofici al Mexicana vigente, específicamente con el 6% de 
contenido máximo de nitrógeno.  
Vigésimo cuarto.  Que, con fecha del 19 de marzo de 2010, esta Comisión publicó en el DOF la Norma 
Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas natural actualm ente vigente (NOM -001). 
En la disposición 5.1 de dicha NOM se establecen especificaciones diferenciadas del gas natural para la Zona 
Sur y para el resto del país:  
5.1. Propiedades del gas natural.  
El gas natural que se inyecte en los sistemas de transporte , almacenamiento y distribución y el que sea 
entregado por los suministradores a permisionarios y usuarios debe cumplir con las especificaciones 
indicadas en la Tabla 1 de esta Norma, salvo lo previsto en la disposición 5.2.  
Tabla 1. Especificaciones del G as Natural  
Propiedad  Unidades  Zona Sur  
Resto del 
País Hasta el 31 de 
diciembre de 
2010  Del 1 de enero de 
2011 al 31 de 
diciembre de 2012  A partir del 1 
de enero de 
2013  
Metano (CH4)-Mín. % vol  NA NA 83,00  84,00  
Oxígeno (O2)-Máx.  % vol  0,20 0,20 0,20 0,20 
Bióxido de Carbono 
(CO2)-Máx.  % vol  3,00 3,00 3,00 3,00 
Nitrógeno (N2)-Máx.  % vol  9,00 8,00 6,00 4,00 
Nitrógeno. Variación 
máxima diaria  % vol  ±1.5 ±1.5 ±1.5 ±1.5 
Total de inertes 
(CO2 y N2)-Máx.  %vol  9,00 8,00 6,00 4,00 
Etano -Máx.  % vol  14,00  12.00 11,00  11,00  
Temperatura de 
rocío de 
hidrocarburos - Max.  K (°C) NA 271,15 ( -2)(1)  271,15 ( -2) 271,15  (-
2)(1)  6     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Propiedad  Unidades  Zona Sur  
Resto del 
País Hasta el 31 de 
diciembre de 
2010  Del 1 de enero de 
2011 al 31 de 
diciembre de 2012  A partir del 1 
de enero de 
2013  
Humedad  (H2O)-
Máx.  mg/m3  110,00  110,00  110,00  110,00  
Poder calorífico 
superior -Mín. MJ/m3  35,30  36,30  36,80  37,30  
Poder calorífico 
superior -Máx.   MJ/m3  43,60  43,60  43,60  43,60  
Índice Wobbe -Mín.  MJ/m3  45,20  46,20  47,30  48,20  
Índice Wobbe -Máx.   MJ/m3  53,20  53,20  53,20  53,20  
Índice Wobbe -
Variación máxima 
diaria  %  ±5  ±5  ±5  ±5  
Ácido sulfhídrico 
(H2S)-Máx.   mg/m3  6,00  6,00  6,00  6,00  
Azufre total (S) -Máx.   mg/m3  150,00  150,00  150,00  150,00  
 
Vigésimo quinto.  Que la fecha prevista en la NOM -001 para que el contenido máximo de nitrógeno en las 
zonas afectadas se redujese de 8% a 6%, el 1 de enero del 2013, fue estab lecida a petición expresa de 
PGPB, ya que era el plazo que Petróleos Mexicanos (Pemex) consideraba necesario para instalar las plantas 
separadoras de nitrógeno que le permitieran cumplir con dicho límite.  
Vigésimo sexto.  Que, con fecha del 20 de diciembre de 2010, esta Comisión expidió la Resolución 
RES/351/2010, por medio de la cual se establece un ajuste en el precio máximo de ventas de primera mano 
del gas natural que no cumple con las especificaciones de la NOM -001. 
Vigésimo séptimo.  Que, en las reunion es de trabajo previas a la publicación de la NOM -001 y del 
subsecuente envío a Cofemer del proyecto de resolución por el que esta Comisión determina el ajuste en los 
precios máximos de venta de primera mano de gas natural y las bonificaciones por calidad, los representantes 
de Pemex adujeron que, si bien reconocían que la presencia de un alto contenido de nitrógeno en el gas 
natural y el incumplimiento de las especificaciones de calidad de gas previstas en la NOM -001 afectan 
negativamente a los usuarios, el  costo de las afectaciones a los usuarios no necesariamente equivalen al 
monto de los ajustes y bonificaciones previstos en dicho proyecto.  
Vigésimo octavo.  Que, derivado de lo anterior, esta Comisión acordó con Pemex realizar estudios para 
determinar el c osto de las afectaciones a los usuarios y permisionarios de gas natural, tanto por la presencia 
de un alto contenido de nitrógeno como por el incumplimiento de otras especificaciones de calidad previstas 
en la NOM -001. Con base en los resultados obtenidos se revisaría y, en su caso, modificaría la metodología 
seguida por esta Comisión para determinar los ajustes y bonificaciones por calidad previstos en la Resolución 
RES/351/2010.  
Vigésimo noveno.  Que, el 28 de octubre de 2010, esta Comisión publicó en el D OF el Acuerdo Número 
A/002/2010 por el que la Comisión Reguladora de Energía expide una convocatoria de consulta pública para 
la participación de los interesados en aportar información que sirva de base para determinar los costos de las 
afectaciones causad as a usuarios y permisionarios por el uso continuo de gas natural con alto contenido de 
nitrógeno, por variaciones súbitas en el Índice Wobbe y por el incumplimiento en las otras especificaciones de 
calidad previstas en la NOM -001, y se establece la integr ación de un Grupo Técnico Consultivo integrado por 
un representante de cada una de las siguientes instituciones: Pemex, Comisión Federal de Electricidad, 
Asociación Mexicana de Energía, Asociación Mexicana de Gas Natural, Confederación de Cámaras 
Industria les y Cámara Nacional de la Industria del Hierro y del Acero.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     7 
Trigésimo.  Que, entre otros estudios que se recibieron como resultado de dicha convocatoria, e n enero 
de 2011 la CFE remitió a esta Comisión el informe preliminar de un estudio denominado Determ inación de 
costos de afectaciones causadas por gas natural fuera de especificación, con objeto de aportar información 
sobre las afectaciones aludidas en el Considerando Vigésimo Noveno establecidas en la NOM -001. 
Trigésimo primero.  Que en  dicho estudio la CFE reportó que las zonas más afectadas son la Península 
de Yucatán, la Zona del Golfo de México y Zona del Centro de México e informó sobre las diferentes 
afectaciones debido a la calidad del gas natural suministrado, entre las que señaló las siguientes:  
 Fallas en los procesos de generación de vapor en sus centrales termoeléctricas.  
 Fallas en la combustión del gas natural en las unidades de turbogas.  
 Fallas en equipos auxiliares asociados a los sistemas de combustión en sus centrales 
termoeléctricas.  
 Pérdi da de capacidad de transporte y/o requerimientos adicionales de compresión en gasoducto.  
 Pérdida de disponibilidad de capacidad en las centrales de generación eléctrica, tanto de CFE como 
de Productores Externos de Energía.  
Trigésimo segundo.  Que, con fech a del 30 de mayo de 2011, la CFE remitió a esta Comisión el informe 
final de la Determinación de costos de afectaciones causadas por gas natural fuera de especificación, en el 
que señala que entre las centrales más afectadas se encuentran: CCC Valladolid I II y AES Mérida III como 
Productores Externos de Energía, y las centrales de CFE: Bajío, Tula, Valle de México, San Lorenzo, Tuxpan, 
Dos Bocas y Mayakán. Asimismo, señala que las afectaciones por el uso de gas natural fuera de 
especificación han representa do costos de 2008 a 2010 por 115.47 millones de dólares.  
Trigésimo tercero.  Que, de igual manera, la Cámara Nacional de la Industria Siderúrgica informó que en 
el proceso de reducción directa del fierro esponja, si el contenido de nitrógeno se incrementa d e 0.5% a 3% la 
pérdida de productividad es de 4% y el consumo energético aumenta 4%, y que a valores superiores el 
impacto es aún mayor. La pérdida de producción se tiene que compensar con una materia prima alterna de 
mayor costo y el hecho de que no resul te viable obtenerla se traduce en una pérdida de volumen en producto 
terminado. Lo anterior, s ólo como muestra de afectaciones en el proceso, pues el exceso de nitrógeno implica 
un mayor consumo de energía eléctrica para mover mayor cantidad de gas y una p robable reducción en la 
vida de los equipos térmicos, al tener que utilizarlos de manera forzada por estar fuera de su rango de diseño.  
Trigésimo cuarto.  Que, el 17 de marzo de 2011, esta Comisión emitió la Resolución RES/098/2011 por 
medio de la cual se r equiere a PGPB la presentación de los estudios que determinen los costos de las 
afectaciones generadas por el uso continuo de gas natural con alto contenido de nitrógeno o causadas por el 
incumplimiento de la NOM -001, y establece los criterios que deberán ser satisfechos para que se considere 
que constituyen información suficiente y adecuada para fines de regulación.  
Trigésimo quinto.  Que, con fecha del 11 de diciembre de 2012, PGPB informó a esta Comisión que las 
altas concentraciones de nitrógeno que se h abían presentado en la Zona Sur del país habían alcanzado 10% 
y 11% promedio al día, y que dados los escenarios de producción de Pemex –Exploración y Producción (PEP) 
esta situación se prolongaría, por lo que solicitó a esta Comisión declarar una nueva situ ación de emergencia 
severa.  
Trigésimo sexto.  Que, adicionalmente, PGPB informó que la infraestructura para la eliminación de 
nitrógeno de la corriente del gas natural que iniciaría operaciones en 2012, a la que PEP se había 
comprometido a instalar, se enco ntraba aún en evaluación, por lo que solicitó un periodo de tres años 
adicionales para implementar las acciones que le permitieran dar cumplimiento a las especificaciones de 
calidad previstas en la NOM -001, que deberían entrar en vigor a partir del 1 de en ero de 2013.  
Trigésimo séptimo.  Que, después de diversas reuniones de trabajo con representantes de la Sener y de 
Pemex, esta Comisión emitió la RES/493/2012 de fecha 20 de diciembre de 2012, por medio de la cual 
prorrogó a PGPB por un año más el plazo par a cumplir con el contenido máximo de nitrógeno en el gas 
natural de 6% a partir del 1 de enero de 2014, mismo que de acuerdo con la NOM -001, se tenía previsto que 
entrara en vigor en enero de 2013. Le requirió presentar de nueva cuenta, para el 31 de mayo de 2013, un 
programa calendarizado de acciones para que se instalara y operara la infraestructura necesaria para reducir 
el contenido de nitrógeno en el gas natural que se inyectara al SNG en la Zona Sur, a fin de cumplir con la 
NOM -001. 8     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Trigésimo octavo.  Que, mediante el escrito PGPB -SP-GR-346-2013 del 22 de mayo de 2013, PGPB 
manifestó el detalle del estado que guardaba la instalación de la infraestructura necesaria para la reducción de 
la concentración de nitrógeno en el gas natural que PEP suministra en  el sureste, en los siguientes términos:  
i. En las condiciones actuales, el contenido de nitrógeno en el gas húmedo recibido por PEP en el 
sureste, fluctúa entre 6% y 8%, lo que implica al gas seco a venta por incremento del inerte, entre 
7.5% y 9%.  
ii. Los escenarios de largo plazo de oferta de gas y condensados de PEP muestran que en los 
próximos siete años, el gas húmedo amargo procedente de las regiones marina y sur presentará una 
tendencia decreciente del contenido de nitrógeno, que variaría desde 9% a l 6%. Conforme a estas 
proyecciones, de 2015 a 2020, el nitrógeno podría ser controlado con las medidas operativas que 
implementará PEP a partir de 2014.  
iii. La alta variabilidad que presentan los escenarios de disponibilidad del gas proveniente de PEP, e n 
términos de volumen y composición asociados, no permiten a PGPB contar con una clara definición 
para determinar los requerimientos de infraestructura necesarios para la eliminación de nitrógeno que 
atiendan de manera definitiva la problemática mencionada . 
Trigésimo noveno.  Que, mediante el escrito PGPB -SP-GR-367-2013 del 31 de mayo de 2013, PGPB 
manifestó que ha realizado acuerdos conjuntamente con PEP, y que se han derivado acciones por parte de 
este último para mantener el gas dentro de las especificaci ones establecidas por la NOM -001, por lo que 
presentó a esta Comisión un programa de siete acciones operativas calendarizadas por PEP para el control 
de nitrógeno en los activos de Samaria -Luna y Bellota -Jujo, a una concentración en volumen de 8% durante 
2013 y 6% a partir de 2014 en el gas húmedo amargo que se inyecte en los centros procesadores de gas del 
sureste. Además, enfatizó que “[ …] estas acciones plantearían un efecto desfavorable en la disponibilidad de 
gas y en la producción de crudo”.  
Cuadragés imo. Que, con fecha del 5 de diciembre de 2013, esta Comisión recibió copia del oficio 
512.DGEEH/554/13 y 511.DGTIH/0208/13, mediante el cual las Direcciones Generales de Exploración y 
Explotación de Hidrocarburos y de Transformación Industrial de Hidrocar buros de la Sener, solicitan a los 
Directores Generales de PEP y de PGPB que presenten a dichas unidades administrativas, a más tardar el 20 
de enero de 2014, “[ …] las medidas y tiempos que aplicarán para cumplir con lo establecido en la Norma 
Oficial Mexi cana NOM -001-SECRE -2010, “Especificaciones de gas natural”, sin que la aplicación de dichas 
medidas y tiempos signifique disminución en el volumen de suministro de gas natural al SNG”.  
Cuadragésimo primero.  Que, con fecha del 10 de diciembre de 2013, esta Comisión recibió por parte de 
las Direcciones Generales de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y de Transformación Industrial de 
Hidrocarburos de la Sener, los oficios con números 512.DGEEH/547 -BIS/13 y 511.DGTIH/00214/13, mediante 
los cuales se sol icita a esta Comisión extender el plazo para la entrada en vigor del límite máximo de 6% de 
contenido de nitrógeno en el gas natural inyectado al SNG, con el objeto de analizar y determinar lo que 
resulte conducente respecto de las medidas y tiempos que pr esenten PEP y PGPB  para cumplir con lo 
establecido en la NOM -001. Lo anterior en respuesta a los oficios conjuntos de dichas Direcciones Generales 
511.DGTIH/0208/13 y 512.DGTEEH/554/13 enviados a PEP y PGPB, respectivamente, como parte de  los 
trabajos de s uministro de gas natural en 2014 dentro del marco de la Estrategia Integral de Suministro de Gas 
Natural.  
Cuadragésimo segundo.  Que, mediante la Resolución RES/602/2013 de fecha 19 de diciembre de 2013, 
esta Comisión determinó las condiciones bajo las que podrá operar, en la Zona Sur del país, el sistema 
amparado por el Permiso G/061/TRA/99 otorgado a PGPB, en términos de lo establecido en la NOM -001. 
Cuadragésimo tercero.  Que en los Resolutivos Primero y Segundo de dicha Resolución se  autoriza a 
PGPB conti nuar suministrando gas natural durante el periodo comprendido del 1 de enero de 2014 al 28 de 
febrero de 2014 y transportarlo a través del SNG en la Zona Sur, en términos de lo previsto en la Tabla 1. 
Especificaciones de gas natural, y disposición 5.1 de l a NOM -001, para el periodo comprendido del 1 de enero 
de 2011 al 31 de diciembre de 2012, y se le requiere presentar, a más tardar el 14 de febrero de 2014, el 
nuevo programa calendarizado de las acciones que haya acordado con la Sener para que el contenid o de 
nitrógeno en el gas natural transportado en la Zona Sur del país cumpla con la referida Norma.  
Cuadragésimo cuarto.  Que, con fecha del 14 de febrero de 2014, esta Comisión recibió por parte de 
PGPB el oficio PGPB -SP-GR-092-2014, mediante el cual respo ndió al requerimiento realizado en el 
Resolutivo Segundo de la RES/602/2013 mencionada en el Resultando Cuadragésimo segundo. En dicho 
oficio se establece el programa de acciones para reducir el contenido de nitrógeno del gas natural que entrega 
PEP a PGPB , para cumplir con los requerimientos de calidad que establece la NOM -001. Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     9 
Cuadragésimo quinto.  Que, mediante el oficio SE/DGHB/553/2014 del 20 de febrero de 2014, esta 
Comisión requirió a PGPB el nuevo programa calendarizado de las acciones acordado con l a Sener, 
incluyendo los comentarios, observaciones y aprobación de dicha dependencia, ya que la información 
entregada en el escrito al que hace referencia el Resultando inmediato anterior se refiere s ólo a la propuesta 
de acciones que PEP envía a la Direcc ión Corporativa de Operaciones (DCO), y hace mención a que dicho 
programa fue comentado en un grupo de trabajo con la Sener.  
Cuadragésimo sexto.  Que, mediante oficio PGPB -SP-GR-119-2014 del 27 de febrero de 2014, esta 
Comisión recibió la confirmación de qu e el programa de acciones para reducir el contenido de nitrógeno que 
PEP entregó a PGPB había sido acordado con la Sener.  
Cuadragésimo séptimo.  Que para permitir la implementación de las acciones previstas en dicho 
programa, en los términos autorizados por  la Sener, esta Comisión autorizó, mediante la Resolución 
RES/067/2014 del 27 de febrero de 2014: a) ampliar hasta el 31 de marzo de 2014 el plazo previsto en la 
RES/602/2013 para que PGPB pueda continuar suministrando gas natural y transportarlo por el SN G en  la 
Zona Sur, en términos de lo previsto en la Tabla 1. Especificaciones de gas natural y conforme a la 
disposición 5.1 de la NOM -001, durante el periodo comprendido del 1 de enero de 2011 al 31 de diciembre de 
2012; y b) establecer un periodo de tran sición, del 1 de abril de 2014 al 31 de diciembre de 2014, en el que se 
autoriza a PGPB inyectar gas natural que deberá cumplir, adicionalmente, con los límites de calidad 
establecidos en la Tabla 1 siguiente:  
Tabla 1. Límites de calidad del gas natural en  la Zona Sur  
Propiedad  Unidades  Zona Sur  
Del 1 de abril al 31 de 
diciembre de 2014  
Metano (CH 4)-Mín. % vol  N.A. 
Oxígeno (O 2)-Máx. % vol  0,20 
Bióxido de Carbono (CO 2)-Máx. % vol  3,00 
Nitrógeno (N 2)-Máx. % vol  7,00 
Nitrógeno. Variación máxima diaria  % vol  ±1,50  
Total de inertes (CO 2 y N2)-Máx. %vol  7,00 
Etano -Máx. % vol  12,00  
Temperatu ra de rocío de hidrocarburos - Máx. K (°C) 271,15 ( -2)(1)  
Humedad (H 2O)-Máx. mg/m3 110,00  
Poder calorífico superior -Mín. MJ/m3 36,30  
Poder calorífico superior -Máx. MJ/m3 43,60  
Índice Wobbe -Mín. MJ/m3 46,20  
Índice Wobbe -Máx. MJ/m3 53,20  
Índice Wobbe -Variación máxima diaria  % ±5 
Ácido sulfhídrico (H 2S)-Máx. mg/m3 6,00 
Azufre total (S) -Máx. mg/m3 150,00  
 
Cuadragésimo octavo.  Que, a partir del 1 de enero de 2015, e l gas natural que PGPB inyecte al SNG en 
la Zona Sur deberá cumplir con lo establecido en la NOM -001, esto es, deberá tener un contenido máximo de 
6% mol de nitrógeno y cumplir con todos los demás parámetros previstos en dicha norma.  10     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Cuadragésimo noveno.  Que, después de tres años del requerimiento realizado a PGPB mediante la 
Resolución referida en el Resultando Trigésimo cuarto, el 10 de junio de 2014 PGPB presentó a esta 
Comisión los  Estudios de cuantificación del costo de los daños o afectaciones ocasion ados por el uso 
continuo de gas natural con alto contenido de nitrógeno y por variaciones en el índice Wobbe, y 
establecimiento de condiciones de temperatura de rocío de hidrocarburos, contenido de humedad y contenido 
de ácido sulfhídrico a las que es acep table permitir que el gas natural sea inyectado a los sistemas de 
transporte y distribución y determinar si el uso del gas natural con nitrógeno en concentración del 4 al 12%, 
tiene implicaciones en la emisión de los compuestos contaminantes regulados por la NOM -085-SEMARNAT -2011.  
Quincuagésimo.  Que, en reunión celebrada el 9 de julio de 2014, el Grupo Técnico Consultivo al que se 
refiere el Resultando Vigésimo noveno acordó analizar y emitir opinión respecto de los estudios referidos en el 
Resultando Cuadr agésimo noveno presentados por PGPB a esta Comisión, con el fin de que el CIATEQ, 
contratado por PGPB para la elaboración de dichos estudios, los considerara y emitiera opinión sobre el 
particular.  
Quincuagésimo primero.  Que, en atención a lo señalado en l as disposiciones 6.8.1.  Información 
periódica y 6.8.3. Registro de propiedades fuera de especificaciones, establecidas en la NOM -001, PGPB ha 
presentado a esta Comisión diversos informes sobre las especificaciones del gas natural que transporta por 
medio d el SNG.  
Quincuagésimo segundo.  Que el 28 de agosto de 2014 se publicó en el DOF el Decreto por el que se 
crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), el cual estará encargado de la gestión, 
administración y operación del Sistema de Transpo rte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, 
al que se refiere la Ley de Hidrocarburos, y tendrá por objeto garantizar la continuidad y seguridad en la 
prestación de los servicios en ese sistema para contribuir con el abastecimiento del suminist ro de dicho 
energético en territorio nacional.  
CONSID ERAN DO 
Primero.  Que, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 41, fracción I, de la Ley de los Órganos 
Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), esta Comisión tiene la atribución de regular y 
promover el desarrollo eficiente de las actividades de transporte y distribución de gas natural por medio de 
ductos, entre otras, y en el cumplimiento de dicho objeto debe contribuir a salvaguardar la prestación de los 
servicios públicos y a prot eger los intereses de los usuarios, para lo cual cuenta con atribuciones para otorgar 
los permisos y autorizaciones que, conforme a las disposiciones legales aplicables, se requieran para la 
realización  de las actividades reguladas , aprobar y expedir los t érminos y condiciones a que deberán sujetarse 
dichas actividades; expedir y vigilar el cumplimiento de las disposiciones administrativas de carácter general 
aplicables a las personas que realicen actividades reguladas, y requerirles la presentación de info rmación, a 
fin de supervisar y vigilar, en el ámbito de su competencia, el cumplimiento de las disposiciones jurídicas 
aplicables.  
Segundo.  Que la fracción II del artículo 48 de la Ley de Hidrocarburos dispone que la realización de las 
actividades de trans porte de hidrocarburos y de gestión de sistemas integrados, entre otras, requerirán 
permisos que serán expedidos por esta Comisión.  
Tercero.  Que, de conformidad con el artículo 51, fracción II, de la Ley de Hidrocarburos, el otorgamiento 
de los permisos es tará sujeto a que el interesado demuestre que, en su caso, cuenta con las condiciones 
apropiadas para garantizar la adecuada continuidad de la actividad objeto del permiso.  
Cuarto.  Que el segundo párrafo del artículo 61 de la Ley de Hidrocarburos determina  que la prestación de 
los servicios en los Sistemas Integrados se sujetará a las disposiciones de carácter general que esta Comisión 
apruebe y expida.  
Quinto.  Que el artículo 62, fracción I, de la Ley de Hidrocarburos, establece que los gestores de los 
Sistemas Integrados tendrán como objeto, entre otros, coordinar a los distintos Permisionarios de Transporte 
por ducto para lograr la continuidad, calidad, seguridad y eficiencia en la prestación de los servicios.  
Sexto.  Que la fracción III del artículo 84 de  la Ley de Hidrocarburos determina que los Permisionarios de 
las actividades reguladas por esta Comisión deberán entregar la cantidad y calidad de Hidrocarburos, 
Petrolíferos y Petroquímicos que se establezca en las disposiciones aplicables.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     11 
Séptimo.  Que l a disposición 5.4 de la NOM -001 establece que:  
El productor, procesador o suministrador de gas natural es responsable de cumplir con las 
especificaciones del gas natural establecidas en esta Norma que se entregue en los 
sistemas de transporte, almacenamien to o distribución.  
Los permisionarios de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución son 
responsables de operar y mantener sus sistemas de conformidad con lo establecido en la 
normatividad aplicable a fin de cumplir con las especificaciones  del gas natural que se 
establecen en esta Norma, para la entrega del gas natural a otros permisionarios y a los 
usuarios, salvo que dichos permisionarios cuenten con autorización expresa de la Comisión 
para entregar gas natural con especificaciones difere ntes.  
 […] Los permisionarios de transporte de acceso abierto y distribución serán responsables 
de asegurarse que el gas natural que reciben en su sistema cumpla con las 
especificaciones establecidas en esta Norma y, en el caso de las terminales de 
almacen amiento de gas natural licuado, de acondicionarlo para que cumpla con ellas.  
En caso de que un permisionario de un sistema de transporte de acceso abierto o de 
distribución reciba gas natural fuera de especificaciones, deberá notificarlo al suministrador 
a más tardar dentro de las siguientes veinticuatro horas a partir de que sea detectado, a fin 
de que el suministrador adopte las medidas necesarias para corregir de inmediato el 
incumplimiento en las especificaciones. Asimismo, deberá notificarlo a aquellos  usuarios 
que puedan verse afectados por el incumplimiento en las especificaciones del gas natural 
entregado para que puedan tomar las medidas que consideren pertinentes, conforme a los 
términos establecidos en el marco jurídico aplicable.  
Octavo.  Que la d isposición 5.2.1 de la NOM -001 establece que:  
En caso de emergencia operativa  en los centros de procesamiento o en los sistemas de 
transporte de acceso abierto, almacenamiento  y distribución, el suministrador o el 
permisionario al que se le haya presentado  la situación de emergencia operativa deberá 
notificar a los otros permisionarios y usuarios que puedan ser afectados, así como a la 
Comisión, en los términos que establece la Directiva de Información para las Actividades 
Reguladas en materia de Gas Natura l, DIR -GAS -006-2006.  
En este caso, siempre que, durante las siguientes seis horas después de haber ocurrido la 
emergencia operativa, sea notificada a los usuarios  y a los permisionarios que pudieran 
resultar afectados, vía telefónica o vía electrónica (pág ina electrónica, correo electrónico o 
facsímil, etc.), se permite la entrega de gas natural, por un periodo máximo de doce horas 
contadas a partir del momento de notificación, con un contenido de etano, nitrógeno e 
inertes totales hasta en 1.5 puntos porce ntuales por arriba de los valores límite indicados en 
la Tabla 1 y con una desviación en el Índice Wobbe hasta de ±5% respecto de los valores 
límite establecidos en dicha Tabla, sin que la variación horaria del Índice Wobbe pueda ser 
mayor del ± 3% ni la v ariación total durante la emergencia operativa pueda ser mayor  a 
12%.  
Si la emergencia operativa se presenta en las instalaciones del suministrador, el plazo para 
que los permisionarios de sistemas de transporte de acceso abierto y distribución avisen a 
sus usuarios se contabilizará a partir del momento en que recibieron aviso del suministrador.  
Noveno.  Que la disposición 5.2.2 de la NOM -001 establece que:  
En caso de mantenimiento preventivo, o correctivo que pueda ser realizado bajo el 
programa de mantenim iento, a los centros de procesamiento de gas natural o a los sistemas 
de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución, aplicarán las mismas 
condiciones de excepción que en el caso de emergencia operativa, siempre que el aviso 
sea notificado vía telefónica o electrónica a los usuarios y permisionarios que pudieran 
resultar afectados al menos con cuarenta y ocho horas de anticipación y que el tiempo 
efectivo de afectación de la calidad del gas no exceda del plazo indicado en la notificación.  12     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Décimo.  Que la disposición 5.2.3 de la NOM -001 establece que:  
Cuando las condiciones normales de suministro, transporte o distribución no puedan 
restablecerse en un plazo máximo de quince días naturales, el suministrador o 
permisionario inicialmente afectado  deberá comunicarlo de inmediato a la Comisión, para 
que ésta determine las medidas procedentes. La Comisión determinará mediante resolución 
o a través de la publicación de una Norma Oficial Mexicana de Emergencia las condiciones 
bajo las que podrán operar  los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución que 
se vean afectados durante el periodo en que prevalezcan las condiciones que dieron lugar a 
la situación de emergencia severa.  
Undécimo.  Que las conclusiones más relevantes del estudio requerido  a PGPB sobre las afectaciones por 
el uso de gas natural con alto contenido de N 2, a las que hace referencia el Resultando Cuadragésimo 
noveno, son las siguientes:  
a) El estudio elaborado por CIATEQ presenta argumentaciones cualitativas ampliamente conocid as en 
la industria sobre los efectos que produce el N 2 en equipo para la generación de electricidad,  en 
diversos procesos de combustión y para la fabricación de acero y de vidrio, entre otros.  
b) El estudio reconoce la importancia del documento “White Pap er on Natural Gas Interchangeability 
and non Combustion End Use”, al que se hace referencia en el Considerando Sexto. 
Específicamente se indica que “dicho documento es citado repetidamente en el presente estudio, ya 
que abarca en buena medida los objetivos  de este trabajo”.  
c) Entre las afectaciones más importantes a equipos y procesos por efecto de los altos contenidos de 
nitrógeno, el estudio reconoce los siguientes:  
i. Las afectaciones más comunes en las cámaras de combustión de las turbinas de gas son:  
 Ausencia de llama (blow -out); 
 Retroceso de la llama (flashfack);  
 Autoignición;  
 Inestabilidad de la combustión, y  
 Disminución de la eficiencia.  
 El costo de las afectaciones se puede dividir en dos grandes grupos, de acuerdo  a la 
afectación:  
 Pérdida de efic iencia, y  
 Necesidad de cambios en el software y/o piezas.  
 En cualquiera de los casos anteriores, se deben añadir a los costos ya mencionados el que 
incluye el costo asociado a los paros no programados que deben realizarse para el reemplazo 
de las piezas a fectadas.  
ii. Las afectaciones a hornos, calderas, quemadores y otros equipos de combustión asociadas con 
la combustión de gas natural fuera de especificación por nitrógeno e Índice Wobbe son:  
 Disminución en la eficiencia de los equipos;  
 Disminución en la vida útil de los equipos;  
 Riesgos asociados a una disminución de la seguridad de los equipos y del personal, y  
 Aumento de ciertas emisiones por combustión incompleta para concentraciones de 
nitrógeno superiores a 6%.  
 Todas las afectaciones enlistadas ante riormente son medibles.  
iii. Adicionalmente a las afectaciones mencionadas anteriormente, para el caso específico de las 
empresas generadoras de electricidad, las variaciones en el Índice Wobbe y los altos 
contenidos de nitrógeno en el gas natural producen : 
 Disminución de la eficiencia de las turbinas de vapor.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     13 
iv. Las afectaciones para los procesos de fabricación de hierro por alto contenido de nitrógeno y 
variaciones en el Índice Wobbe son:  
 Incremento en el consumo energético, eléctrico y térmico por tone lada de Hierro esponja 
producido;  
 Reducción de la productividad de las plantas;  
 Aumento en el consumo de gas por tonelada de hierro procesada, y  
 Aumento en las emisiones de CO.  
 Normalmente, los límites de la especificación de los inertes totales para el g as natural en estos 
procesos son 3% en moles. La operación con niveles superiores merman la eficiencia del 
proceso. El contenido de gases inertes como nitrógeno reduce la eficiencia del proceso, 
restando productividad a las plantas de procesamiento.  
v. Las afectaciones para los procesos de fabricación de vidrio por alto contenido de nitrógeno son 
las siguientes:  
 Disminución en la calidad del producto por burbujas atrapadas en el vidrio, y  
 Daño en el material refractario, lo cual disminuye la vida útil de lo s hornos.  
vi. Las afectaciones que se han identificado a los usuarios comerciales y domésticos son las 
siguientes:  
 Efectos adversos en la velocidad de la flama;  
 Formación de NOx y CO;  
 Formación de hollín, y  
 Aparición de flama con punta amarilla.  
d) Entre l as conclusiones más importantes del estudio del CIATEQ sobre las condiciones de 
temperatura de rocío de hidrocarburos, contenido de humedad y contenido de ácido sulfhídrico, están 
las siguientes:  
i. La literatura recomienda mantener la temperatura de rocío  de hidrocarburos entre 263 K  (-
10o.C) y 273 K (0 o.C) para evitar que los hidrocarburos condensen y causen afectaciones.  
ii. De acuerdo a la bibliografía, para controlar la formación de hidratos y la aparición de 
afectaciones a las tuberías de transporte,  el gas natural debe contener un rango de contenido 
de agua de 60 a 140 ppm  
iii. Es posible realizar cálculos que permiten establecer niveles máximos de H 2S a partir de los 
cuales se presenta corrosión severa en los ductos de transporte. De dichos análisis  se 
determinó un valor máximo de H 2S de 15 mg/m3. 
iv. Para concentraciones arriba de 460 mg/m3 de azufre total se puede presentar corrosión 
galvánica y, como consecuencia, se pueden generar partículas por desprendimiento del metal 
al reaccionar con el exce so de azufre y causar daños a los equipos e instrumentos.  
v. Las afectaciones a las empresas que queman gas en quemadores, incineradores, calderas, 
entre otros, son medibles y son las que se enlistan a continuación:  
 Disminución de la producción;  
 Disminució n de la eficiencia de los equipos;  
 Disminución de la vida útil de los equipos debido a la corrosión;  
 Disminución de la seguridad de los equipos y el personal, y  
 Daños al medio ambiente por aumento de emisiones de NOx por temperaturas  de rocío 
altas.  
e) En cuanto a los “Rangos de Tolerancia” relativos al contenido de N 2 en el gas natural y su efecto en 
las turbinas para la generación de electricidad, en diversos procesos de combustión y para la 
fabricación de acero, entre otros, el estudio propone ampliarlo como máximo a 7%.  14     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
f) Con relación al establecimiento de condiciones de temperatura de rocío de hidrocarburos, contenido 
de humedad y contenido de ácido sulfhídrico a las que es aceptable permitir que el gas natural sea 
inyectado a los sistemas de transport e y distribución, el estudio establece que:  
i. 271 K ( -2o.C) es una temperatura de rocío de hidrocarburos adecuada.  
ii. La concentración de H 2S debe ser inferior a 6 mg/m3 para prevenir el efecto de corrosión sobre 
los equipos de proceso y principalmente d años al personal, ya que este producto es 
extremadamente tóxico y causa una gran cantidad de muertes.  
iii. Se ha identificado que el punto de rocío del agua debiera ser de 263 K ( -10o.C). Se considera 
que este límite es un nivel seguro que no genera costos  adicionales a los usuarios finales.  
g) Al no haber determinado un rango de afectación a los procesos industriales relacionados con la 
eficiencia, la disminución en la generación de electricidad, incremento en el consumo de combustible 
o disminución en la producción de acero, entre otros, el estudio tampoco establece cuál es el costo 
de las afectaciones por altas concentraciones de N 2 o por incumplimiento en los límites de 
temperatura de rocío, contenido de humedad y contenido de ácido sulfhídrico que estab lece la NOM -
001. 
Duodécimo.  Que, ante la próxima entrada en operación del CENAGAS, resulta imperativo contar con 
procedimientos claros que los suministradores y permisionarios deban seguir en caso de presentarse un 
incumplimiento en las especificaciones de l gas natural que establece la NOM -001. Además de que permitan 
delimitar claramente la responsabilidad entre los suministradores del gas y los permisionarios de transporte de 
gas de acceso abierto, de distribución y de almacenamiento, y al mismo tiempo pro tejan adecuadamente a los 
usuarios finales que pudieran verse afectados.  
Decimotercero.  Que, con base en lo establecido en los Considerandos anteriores, esta Comisión ha 
considerado procedente implementar un sistema de alertas, cuyo objetivo es informar op ortunamente a 
permisionarios y usuarios que pudieran verse afectados por gas fuera de especificaciones que se inyecte a un 
sistema permisionado, basado en la severidad y duración el evento, cuya jerarquía es la siguiente:  
Alerta roja .- Esta condición aplic a cuando alguna de las variables indicadas en la Tablas 2 y 3 del 
Considerando Decimocuarto excede los límites establecidos en la NOM -001. Si después levantar la condición 
de Alerta Roja se vuelve a exceder alguno de los límites de la NOM -001 previstos en las Tablas 2 y 3, se dará 
inicio a un nuevo aviso.  
Emergencia Operativa .- Esta condición aplica cuando  sea necesario dar mantenimiento correctivo a una 
instalación fuera del programa de mantenimiento, o cuando se presente una falla imprevista de equipos o 
sistemas de control que repercuta en la composición del gas natural y las condiciones normales de suministro 
puedan restablecerse en un plazo máximo de doce horas. La condición de Emergencia Operativa podrá estar 
en vigor por un plazo máximo de 12 horas co ntadas a partir de la notificación, independientemente de que se 
haya o no restablecido las condiciones normales de operación. El suministrador no podrá declarar una nueva 
situación de Emergencia Operativa antes de que se haya restablecido el suministro de  gas dentro de norma y 
hayan transcurrido al menos 48 horas continuas de suministro normal, y únicamente podrá hacerlo como 
resultado de un nuevo evento.  
Emergencia Severa .- Esta condición aplica cuando:  
a) El suministrador enfrenta una situación de emerge ncia que no le permite restablecer las condiciones 
de la NOM -001 en un plazo de 15 días, o  
b) Se excedan los límites establecidos en las Tabla 2 y 3 del Considerando Decimocuarto bajo el rubro 
“Emergencia Severa” y el gas presente desviaciones que pueden c ausar un impacto negativo o 
severo a uno o más usuarios.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     15 
Decimocuarto.  Que los límites que aplican para cada nivel de alerta serán los siguientes:  
Tabla 2. Sistema de alertas y límites a diversos parámetros aplicables a la Zona Sur del SNG  
Parámetro  Alerta  Roja  Emergencia 
Severa  
N2 Máx 6.0 (NA)  7.0 (7.5)  
Etano - Máx 11.0 (NA)  12.0 (12.5)  
Índice Wobbe - Máx (MJ/m3)  53.2 (NA)  54.7 (55.7)  
Índice Wobbe - Mín (MJ/m3)  47.3 (NA)  45.8 (44.8)  
Índice Wobbe - Variación máxima horaria (MJ/m3)  ±1.0 
Temperatura de rocío de hidrocarburos (K)  271.15  272.15  
H2O mg/m3 110 120 
H2S mg/m3 6.0 6.5 
 
Tabla 3. Sistema de alertas y límites a diversos parámetros aplicables al resto del país  
Parámetro  Alerta Roja  Emergencia 
Severa  
N2 Max 4.0 (NA)  5.0 (5.5)  
Etano - Max 11.0 (NA)  12.0 (12.5)  
Índice Wobbe - Max (MJ/m3)  53.2 (NA)  54.7 (55.7)  
Índice Wobbe - Min (MJ/m3)  47.3 (NA)  45.8 (44.8)  
Índice Wobbe - Variación máxima horaria (MJ/m3)  ±1.0 
Temperatura de rocío de hidrocarburos (K)  271.15  272.15  
H2O mg/m3 110 120 
H2S mg/m3 6.0 6.5 
Los valores entre paréntesis en ambas tablas aplican cuando se ha declarado previamente una condición de Emergencia 
Operativa, y ésta se encuentra vigente. NA: No Aplica  
En caso de que el suministrador haya declarado una situación de Emerge ncia Operativa en los términos 
previstos en el numeral 5.2.1 de la NOM -001, los límites aplicables para la declaración de Emergencia Severa 
son los que se muestran entre paréntesis. Dichos valores aplicarán por un máximo de 12 horas a partir del 
momento de  notificación, independientemente de que se haya o no logrado restablecer la calidad del gas.  
Estos mismos límites aplicarán cuando los suministradores lleven a cabo un programa de mantenimiento 
preventivo en sus instalaciones y lo hayan notificado a los u suarios que pudieran ser afectados con al menos 
48 horas de anticipación, en los términos previstos en el numeral 5.2.3 de la NOM -001. Su vigencia en este 
caso no podrá exceder del plazo indicado en la notificación.  
Los límites para cada parámetro en las T ablas 2 y 3 se basan en los valores promedio, correspondientes a 
un flujo de gas continuo durante 60 minutos, en los términos previstos en los numerales 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4 de 
la NOM -001. 
Decimoquinto.  Que, en caso de presentarse cualquiera de los supuesto s previstos en el Considerando 
Decimotercero, se deberá proceder de la siguiente manera:  
a) Cuando al suministrador se le presente una situación de Alerta Roja, de Emergencia Operativa o de 
Emergencia Severa, deberá notificarlo vía telefónica o electrónica  al permisionario de transporte,  de 
almacenamiento o de distribución al que entrega el gas; y vía electrónica a esta Comisión, dentro de  los 
treinta minutos siguientes a haberse presentado el evento. Además, deberá notificarlo a los usuarios 
que puedan ve rse afectados, vía telefónica o electrónica (correo electrónico o facsímil y página 
electrónica), en un plazo máximo de seis horas a partir del momento de haberse presentado el 
evento. El suministrador deberá implementar de inmediato las medidas necesarias  para controlar la 
calidad del gas dentro de los límites establecidos en la NOM -001. 16     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
b) Cuando un permisionario de transporte o de distribución reciba una notificación de Alerta Roja, de 
Emergencia Operativa o de Emergencia Severa, deberá a su vez notifica rlo a los permisionarios y 
usuarios del sistema que pudieran verse afectados, vía telefónica o vía electrónica (correo 
electrónico o facsímil y página electrónica), dentro de un plazo máximo de seis horas después de 
haber recibido la notificación.  
c) Cuand o el CENAGAS reciba una notificación de Emergencia Severa por haber excedido el gas los 
límites establecidos en el Considerando decimocuarto, deberá limitar el acceso del gas a lo 
estrictamente necesario para no afectar la operación del sistema y deberá su stituirlo, en la medida de 
lo posible, por gas proveniente de otras fuentes de suministro que cumplan con la NOM -001 para 
minimizar las posibles afectaciones a los usuarios. Los costos en que incurra el CENAGAS serán 
cubiertos por el suministrador responsa ble del incumplimiento, en los términos previstos en las 
condiciones generales para la prestación de servicio que le sean autorizados al CENAGAS  por esta 
Comisión.  
d) Los permisionarios de sistemas de almacenamiento de gas natural están obligados a rechaza r el gas 
que no cumpla con las especificaciones de la NOM -001, a menos que cuenten con instalaciones de 
acondicionamiento que les permita entregar el gas dentro de norma.  
Decimosexto.  Que las notificaciones de Alerta Roja, de Emergencia Operativa y de Emer gencia Severa 
deben incluir la información de cada una de las variables que incumplen con la NOM -001, el tiempo probable 
en que el gas estará fuera de especificación, así como el tiempo estimado en que se reanudará la entrega de 
gas que cumpla con la NOM -001. 
Decimoséptimo.  Que, de acuerdo a lo previsto en el numeral 5.2.3 de la NOM -001, cuando las 
condiciones normales de suministro no puedan restablecerse en un plazo máximo de 15 días naturales, el 
suministrador deberá comunicarlo de inmediato a esta Comis ión para que, mediante resolución o Norma de 
Emergencia, determine las condiciones bajo las que podrán operar los sistemas de transporte, 
almacenamiento y distribución que se vean afectados durante el periodo en que prevalezcan las condiciones 
que dieron l ugar a la situación de Emergencia Severa.  
Decimoctavo.  Que el CENAGAS, como operador del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional 
Integrado de Gas Natural , deberá proponer a esta Comisión, para su aprobación, en un plazo de 180 días 
naturales contad os a partir de la fecha en que la presente Resolución se publique en el Diario Oficial de la 
Federación, una propuesta para que, en un corto plazo, el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional 
Integrado aludido disponga de fuentes alternas de suminis tro que le permitan, durante situaciones de 
Emergencia Severa y de Alertas Críticas, reducir al mínimo posible la cantidad que se inyecta a dicho sistema 
de gas natural que no cumple con la NOM -001. El costo de este respaldo, en caso de ser requerido, debe rá 
ser asumido por el usuario o permisionario responsable de haber provocado la situación de Emergencia 
Severa o de la Alerta Crítica y, en caso contrario, será repercutido a los usuarios del Sistema a través del 
esquema tarifario, en los términos que auto rice esta Comisión.  
Decimonoveno.  Que, sin perjuicio de lo que establezca el contrato comercial vigente de la venta de gas 
natural o las condiciones generales para la prestación de servicio de los permisionarios, en caso de que el gas 
natural se encuentre fuera de especificaciones, los usuarios tendrán el derecho de rehusarse a aceptar dicho 
gas natural sin responsabilidad alguna de su parte, y el suministrador responsable del incumplimiento o el 
permisionario responsable de no transmitir oportunamente la a lerta estará obligado ante los permisionarios o 
usuarios que reciban gas de forma involuntaria a reparar el daño provocado o a otorgar una indemnización 
retributiva equivalente a los daños directos que sean comprobables y documentados de manera fehaciente.  
Vigésimo.  Que la recepción en los sistemas de transporte de acceso abierto, almacenamiento o 
distribución de gas natural fuera de las especificaciones establecidas en la NOM -001, en términos de lo 
previsto en los Considerandos Decimotercero a Decimoséptim o anteriores, no exime al suministrador 
responsable del incumplimiento de la calidad del gas de las sanciones previstas en el artículo 86 de la Ley de 
Hidrocarburos, de acuerdo a lo previsto en el Considerando Vigésimo segundo, incisos a), b) y c)  de esta 
Resolución.  
Vigésimo primero.  Que los suministradores y los permisionarios que contravengan lo dispuesto en los 
Considerandos Decimocuarto a Decimoséptimo de esta Resolución, o las disposiciones que esta Comisión 
haya determinado en caso de presentarse una  condición de Emergencia Severa, se harán acreedores a las 
sanciones previstas en el artículo 86 de la Ley de Hidrocarburos, de acuerdo a lo previsto en el Considerando 
Vigésimo segundo, incisos d) al h) de esta Resolución.  Miércoles 25 de febrero de 2015  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)     17 
Vigésimo segundo.  Que, de acuerd o con lo establecido en el inciso II a) del artículo 86 de la Ley de 
Hidrocarburos, esta Comisión aplicará las siguientes sanciones a los suministradores responsables del 
incumplimiento de la calidad del gas, a los suministradores que incumplan con la emis ión oportuna de alertas 
o a los permisionarios de transporte y distribución que no informen oportunamente de dichas alertas a los 
usuarios y permisionarios que puedan verse afectados:  
a) Una sanción de 15 ,000 salarios mínimos al suministrador responsable d el incumplimiento cada vez 
que sea necesario declarar una Alerta Roja y 15 ,000 salarios mínimos por cada día adicional que 
transcurra sin que se corrija el problema.  
b) Una sanción de 60 ,000 salarios mínimos al suministrador responsable del incumplimiento cada vez 
que sea necesario declarar una Emergencia Severa por incumplimiento del contenido de ácido 
sulfhídrico o contenido de humedad previsto en el Considerando Decimocuarto, y 60 ,000 salarios 
mínimos por cada día adicional que transcurra sin corregir el  problema  
c) Una sanción de 30 ,000 salarios mínimos al suministrador responsable del incumplimiento cada vez 
que sea necesario declarar una situación de Emergencia Severa por incumplimiento de cualquier otro 
de los parámetros de calidad previstos en el Con siderando Decimocuarto, y 30 ,000 salarios mínimos 
por cada día adicional que transcurra sin corregir el problema.  
d) La sanción prevista en los incisos b) y c) anteriores se incrementará al doble si el incumplimiento es 
causado por negligencia del suminist rador, al no implementar oportunamente las medidas necesarias 
para cumplir con la NOM -001. 
e) Una sanción de 60 ,000 salarios mínimos al suministrador que no declare oportunamente la existencia 
de una Alerta Roja o de una Emergencia Severa. La sanción se in crementará a 150 000 salarios 
mínimos en caso de reincidencia.  
f) Una sanción de 15 ,000 salarios mínimos a los permisionarios de transporte y de distribución que no 
informen oportunamente a los usuarios y permisionarios que puedan verse afectados sobre la 
existencia de una condición de Alerta Roja o de Emergencia Operativa.  
g) Una sanción de 30 ,000 salarios mínimos a los permisionarios de transporte y de distribución que no 
informen oportunamente a los usuarios y permisionarios que puedan verse afectados so bre la 
existencia de una condición de Emergencia Severa.  
h) Una sanción de 60 ,000 salarios mínimos a los permisionarios de almacenamiento que reciban gas 
que incumpla con las especificaciones de la NOM -001 y que no cuenten con instalaciones de 
acondicionam iento que les permita restablecer la calidad del gas recibido para ponerlo dentro  de 
norma.  
Por lo anteriormente expuesto, y con fundamento en los artículos 1, 2, fracción III y 43 Ter, de la Ley 
Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracci ón III, 5, 48, fracción II, 51, fracción II, 61, 62, 
fracción I, 81, fracciones I y VI, 82, 84 fracciones II, III y IV, y 86, fracción II, inciso a), de la Ley de 
Hidrocarburos; 1, 2, fracción II, 3, 22, fracciones I, II, III, IV, V, XII y XXVII, 25, fracc iones V, VII, X y XI, 41, 
fracción I y 42 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 2, 4, 16, fracciones VII, 
IX y X, 57, fracción I, y 69 -H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, esta Comisión Reguladora  de 
Energía:  
RESUELVE  
Primero.  Los suministradores de gas natural serán responsables en todo momento de la calidad de gas 
natural que entreguen a los sistemas de transporte, distribución y almacenamiento, así como  de las 
afectaciones que, en su caso, se ocasionen a los equipos e instalaciones de los usuarios por el uso del gas 
natural fuera de especificaciones, en términos de lo establecido en la Norma Oficial Mexicana  NOM -001-
SECRE -2010, Especificaciones de gas natural o en aquélla que la modifique o sustituya.  
Segundo.  A partir del 1 o. de marzo de 2015, los suministradores y permisionarios de sistemas de 
transporte, almacenamiento y distribución de gas natural deberán implementar un sistema de alertas que se 
aplicará al gas que no cumpla con la Norma Oficial Mexicana NO M-001-SECRE -2010, Especificaciones del 
gas natural, que se inyecte a un sistema permisionado, basado en la severidad y duración del evento, en los 
términos establecidos en los Considerandos Decimocuarto a Decimoséptimo de esta Resolución.  
Tercero.  Los sumi nistradores que enfrenten una situación de Alerta Roja, Emergencia Operativa o 
Emergencia Severa, a las que hacen referencia los Considerandos Octavo, Décimo y Decimotercero de esta 
Resolución, deberán notificarlo a los permisionarios y usuarios que puedan  verse afectados, así como a  esta 
Comisión Reguladora de Energía, de conformidad con lo establecido en los Considerandos Decimoquinto a 
Decimoséptimo de esta Resolución.  18     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Miércoles 25 de febrero de 2015  
Cuarto.  Los permisionarios de transporte y distribución que reciban una notificación de Alerta Roja, 
Emergencia Operativa o Emergencia Severa, deberán a su vez notificarlo a los permisionarios y usuarios que 
puedan verse afectados, en los términos establecidos en los Considerandos Decimoquinto y Decimosexto de 
esta Resolución.  
Quinto.  El Centro Nacional de Control del Gas Natural deberá proponer a esta Comisión, en un plazo de 
180 días naturales contados a partir de la fecha en que la presente Resolución se publique en el Diario Oficial 
de la Federación, una propuesta para que, en un corto plazo, el Sistema de Transporte y Almacenamiento 
Nacional Integrado de Gas Natural disponga de fuentes de suministro que le permitan, durante situaciones de 
Emergencia Severa y de Alertas Críticas, reducir al mínimo posible la cantidad que se inyecta a dic ho sistema 
de gas natural que no cumple con la NOM -001. 
Sexto.  Los suministradores responsables del incumplimiento de la calidad del gas se harán acreedores a 
las sanciones previstas en los incisos a) al d) del Considerando Vigésimo segundo. La recepción d e gas 
natural en los sistemas de transporte y distribución fuera de las condiciones establecidas en la  NOM -001-
SECRE -2010 Especificaciones de gas natural, en términos de lo previsto en los Considerandos Decimotercero 
a Decimoséptimo de esta Resolución, no exime de dichas sanciones al suministrador responsable del 
incumplimiento en la calidad del gas natural.  
Séptimo.  Los suministradores que incumplan con la emisión oportuna de alertas y los permisionarios de 
transporte y de distribución que no informen opor tunamente a los usuarios y permisionarios que puedan verse 
afectados, contraviniendo lo dispuesto en los Considerandos Decimocuarto a Decimoséptimo de esta 
Resolución, se harán acreedores a las sanciones previstas en los incisos e) al g) del Considerando  Vigésimo 
segundo.  
Octavo.  Los permisionarios de almacenamiento que reciban gas que incumpla con las especificaciones de 
la NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas natural, o la que la sustituya, y que no cuenten con 
instalaciones de acondicionamiento q ue les permita entregar el gas dentro de norma, se harán acreedores a 
las sanciones previstas en el inciso h) del Considerando Vigésimo segundo.  
Noveno.  Sin perjuicio de lo que establezca el contrato comercial vigente de la venta de gas natural o las 
condi ciones generales para la prestación de servicio de los permisionarios, en caso de que el gas natural se 
encuentre fuera de especificaciones, los usuarios tendrán el derecho de rehusarse a aceptar dicho gas natural 
sin responsabilidad alguna de su parte, y el suministrador responsable del incumplimiento o el permisionario 
responsable de no transmitir oportunamente la alerta estará obligado ante los permisionarios o usuarios que 
reciban gas de forma involuntaria, a reparar el daño provocado o a otorgar una in demnización retributiva 
equivalente a los daños directos que sean comprobables y documentados de manera fehaciente.  
Décimo.  Los suministradores de gas natural en México contarán con un plazo de diez días hábiles, 
contados a partir de la fecha en que la pre sente Resolución se publique en el Diario Oficial de la Federación,  
para hacer del conocimiento de sus usuarios el contenido de la misma e informarles, en términos de lo 
establecido en la disposición 5.3 segundo párrafo, inciso a), de la Norma Oficial Mexi cana NOM -001-SECRE -
2010, Especificaciones del gas natural, que tienen el derecho de rehusarse a aceptar el gas natural que 
incumpla con la calidad establecida en dicha norma, sin responsabilidad alguna de su parte.  
Undécimo.  Los suministradores de gas natu ral en México deberán informar a la Comisión Reguladora de 
Energía, en un plazo máximo de 30 días naturales contados a partir de la fecha de publicación de esta 
Resolución en el Diario Oficial de la Federación, las medidas implementadas para dar cumplimien to oportuno 
al Resolutivo Segundo de esta Resolución.  
Duodécimo.  Publíquese la presente Resolución en el Diario Oficial de la Federación, y hágase del 
conocimiento que el presente acto administrativo s ólo podrá impugnarse a través del juicio de amparo 
indirecto, conforme a lo dispuesto por el artículo 27 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en 
Materia Energética publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, que en su 
Transitorio Segundo abrogó la Ley de la Comisión Reg uladora de Energía y, consecuentemente, el recurso de 
reconsideración previsto en dicha ley, y que el expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado en 
las oficinas de esta Comisión Reguladora de Energía , ubicadas en Av. Horacio 1750, Col. Los M orales 
Polanco, Del. Miguel Hidalgo, 11510, México, D. F.  
Decimotercero.  Inscríbase la presente Resolución bajo el número RES/596/2014 , en el Registro al que se 
refiere el artículo 22, fracción XXVI, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados  en Mate ria 
Energética.  
México, Distrito Federal, a 10 de diciembre de 2014. - El Presidente, Francisco J. Salazar Diez de 
Sollano .- Rúbrica. - Los Comisionados: Francisco José Barnés de Castro , Marcelino Madrigal Martínez , 
Noé Navarrete González , Cecilia Montserrat  Ramiro Ximénez , Jesús Serrano Landeros , Guillermo 
Zúñiga Martínez .- Rúbricas.