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Timestamp: 2019-01-16 18:34:09
Document Index: 187125426

Matched Legal Cases: ['artículo 4', 'artículo 47', 'artículo 41', 'artículo 38', 'artículo 40', 'Artículo 49', 'Artículo 31']

ACUERDO Núm. A/035/2016
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.
SEGUNDO. Que los artículos 78 y 79 de la Ley Hidrocarburos establecen que las especificaciones de calidad de los petrolíferos serán establecidas en las normas oficiales mexicanas que al efecto expida la Comisión y que las especificaciones de calidad corresponderán con los usos comerciales, nacionales e internacionales, en cada etapa de la cadena de producción y suministro. De igual forma, los métodos de prueba, muestreo y verificación aplicables a las características cualitativas, así como al volumen en el transporte, almacenamiento, distribución y, en su caso, el expendio al público de petrolíferos, se establecerán en las normas oficiales mexicanas que para tal efecto expidan la Comisión y la Secretaría de Economía, en el ámbito de su competencia.
TERCERO. Que, la mejora continua es una característica deseable en toda regulación, por lo que se estima que sería muy positivo el que dentro de los treinta días naturales contados a partir del inicio de la vigencia de la norma oficial mexicana NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de Calidad de los Petrolíferos, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos instalará un grupo técnico de trabajo al cual se invitará a los sectores gubernamental, social, privado y de investigación especializada para analizar la transición óptima de dicha Norma hacia estándares más avanzados en materia ambiental donde se considerarán todos los elementos adicionales que arrojen estudios específicos a las condiciones del país, considerando tanto los costos como 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 carácter general que expidan las dependencias de la Administración Pública Federal, tales como la Norma Oficial Mexicana objeto del presente Acuerdo aprobada por el Comité, deberán publicarse en el DOF para que produzcan efectos jurídicos.
QUINTO. Que una vez agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la Comisión considera procedente publicar la norma oficial mexicana NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos en el DOF.
Por lo anteriormente expuesto y con fundamento en los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, 5, 22, fracciones I, II, III, VIII, X, XVI, XXIV, XXVI, inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción I y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, 48, fracción II, 78, 79, 95 y 131 de la Ley de Hidrocarburos; 1, 3, fracción XI, 38, fracción II, 40 fracciones I y XIII, 47, fracción IV, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, 3, 4, 69-A y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 28 y 34 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, 3, 6 fracción I, 10, 11, 13, 16, primer párrafo y fracción I, 17, fracción I y 59, fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, la Comisión Reguladora de Energía:
PRIMERO. Se expide la norma oficial mexicana NOM-016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos y se ordena su publicación en el Diario Oficial de la Federación. Dicha norma se anexa a este Acuerdo como si a la letra se insertare.
SEGUNDO. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/035/2016, en el registro al que se refieren los artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Ciudad de México, a 12 de agosto de 2016.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.- Los Comisionados: Marcelino Madrigal Martínez, Noé Navarrete González, Luis Guillermo Pineda Bernal, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez, Jesús Serrano Landeros, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbricas.
JESÚS SERRANO LANDEROS, Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos, con fundamento en los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 4, 5, 22, fracciones I II, X y XXVII, 41, fracción I y 42, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 78, 79 y 84, fracciones III, IV y XV de la Ley de Hidrocarburos; 38, fracciones II, V y IX, 40, fracción I y XIII, 41, 44, 45, 46, 47, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, 4, 16, 57, fracción I, 69-A y 69-H, de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 28, 34 y 80 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y 22, 31, 36 y 53 del Reglamento de las Actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, y
Primero. Que la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (la LORCME) establece, en su artículo 41, fracción I, que la Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) tiene la atribución de regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de petrolíferos.
Primero. Que, de acuerdo con lo dispuesto por los artículos 2, 3 y 22, fracción II de la LORCME, la Comisión es una Dependencia del Poder Ejecutivo Federal con autonomía técnica, operativa y de gestión, y con personalidad jurídica, y cuenta con atribuciones para expedir, supervisar y vigilar las normas oficiales mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su competencia.
Segundo. Que los artículos 78 y 79 de la Ley de Hidrocarburos establecen que las especificaciones de calidad de los Petrolíferos serán establecidas en las normas oficiales mexicanas que al efecto expida la Comisión y que las especificaciones de calidad corresponderán con los usos comerciales, nacionales e internacionales, en cada etapa de la cadena de producción y suministro. De igual forma, los métodos de prueba, muestreo y verificación aplicables a las características cualitativas, así como al volumen en el Transporte, Almacenamiento, Distribución y, en su caso, el Expendio al Público de Petrolíferos, se establecerán en las normas oficiales mexicanas que para tal efecto expidan la Comisión y la Secretaría de Economía, en el ámbito de su competencia.
Tercero. Que, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), corresponde a las dependencias según su ámbito de competencia, expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
Cuarto. Que, de acuerdo con el artículo 40, fracciones I y XIII, de la LFMN, las normas oficiales mexicanas tendrán como finalidad, entre otras, establecer las características y/o especificaciones que deben reunir los equipos, materiales, dispositivos e instalaciones industriales, comerciales, de servicios y domésticas para fines sanitarios, acuícolas, agrícolas, pecuarios, ecológicos, de comunicaciones, de seguridad o de calidad y particularmente cuando sean peligrosos.
Quinto. Que todos los petrolíferos que se comercializan en México deben cumplir especificaciones de calidad, de tal forma que no representen un riesgo a la salud de las personas, a sus bienes y al medio ambiente, y sean compatibles con las establecidas por aquellos países con los que México guarda relación comercial.
Sexto. Que, con el fin de promover el desarrollo eficiente de las actividades de producción, transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de petrolíferos y salvaguardar la prestación de dichos servicios, fomentar una sana competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en las actividades permisionadas, es necesario contar con una regulación técnica de observancia obligatoria que establezca las especificaciones de calidad de dichos petrolíferos, para lo cual la Comisión ha diseñado un marco normativo que cumple con dicho objeto.
Séptimo. Que el objeto de la presente Norma Oficial Mexicana es establecer las especificaciones de calidad que deben cumplir los petrolíferos en cada etapa de la cadena de producción y suministro, incluyendo la importación, con el objeto de promover el desarrollo eficiente de las actividades a que hace referencia el Considerando anterior.
Octavo. Que los costos de verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad, contenidas en la presente regulación, resultan inferiores en comparación a los costos y perjuicios que se pueden ocasionar por petrolíferos fuera de especificaciones de calidad con repercusiones graves a la población, a los bienes, la industria, la prestación de servicios y al ambiente, se expide la:
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-016-CRE-2016, ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE LOS
Esta Norma es aplicable en todo el territorio nacional a las gasolinas, turbosina, diésel automotriz, diésel agrícola y marino, diésel industrial, combustóleo, gasóleo doméstico, gasavión, gasolina de llenado inicial, combustóleo intermedio y gas licuado de petróleo en toda la cadena de producción y suministro, incluyendo su importación.
3.2. 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.
3.6. Comisión: Comisión Reguladora de Energía.
3.7. Diésel agrícola/marino: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente parafinas no ramificadas, que está destinado a utilizarse en motores a diésel para servicio agrícola y marino, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 7.
3.9. Diésel industrial: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente parafinas no ramificadas, utilizado en procesos de combustión a fuego directo en la industria, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 9.
3.11. Emergencia: Situación derivada de una actividad humana o fenómeno natural que al ocurrir afecta la calidad del o los petrolíferos y que requiere ser declarada como tal por parte de la Comisión, previa entrega de información que la sustente por parte del Permisionario que la invoca.
3.12. Enajenación: Acto jurídico por el cual se transmite la propiedad de los petrolíferos a título oneroso o gratuito.
3.18. Gasolina para mezcla final. Gasolinas de importación (denominadas genéricamente en EU como Blendstock for Oxygenated Blend (BOB), Reformulated Blendstock for Oxygenated Blend (RBOB), Conventional Blendstock for Oxygenated Blend (CBOB) o California Air Resources Blendstock for Oxygenated Blend (CARBOB) u otras denominaciones equivalentes de otros países) o que se encuentran en las instalaciones del productor o almacenista en territorio nacional, que requieren de aditivación o mezclado adicional para formular una gasolina que cumpla con las especificaciones de la Norma, previo a su comercialización.
3.19. Gasolina Premium: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 91.
3.20. Gasolina de referencia: Gasolina regular que cumple con los parámetros establecidos en la Tabla 5.1 de la Norma, misma que se utiliza para realizar las pruebas de desempeño de los aditivos detergentes dispersantes.
3.21. Gasolina Regular: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 87.
3.22. Importador: Permisionario de importación que introduce petrolíferos al país con el objeto de transferirlos a título oneroso o gratuito.
3.23. Informe de resultados: Documento emitido por un laboratorio de prueba acreditado en los términos de la LFMN, en el que se hacen constar los resultados de las pruebas que para tal efecto se incluyen en la Norma.
3.24. LFMN: Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
3.25. Lote: De acuerdo con la actividad con que se relacione, se define como sigue:
2. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de ducto: Producto recibido o entregado de forma continua por una persona física o moral que cuenta con propiedades determinadas, el cual proviene de una única operación de producción o mezcla.
3. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de buquetanque: Producto recibido o entregado por una persona física o moral en un tanque de almacenamiento específico de un buquetanque que cuenta con propiedades determinadas.
4. Para efectos del petrolífero importado, transportado o distribuido por medio de autotanques, carrotanques y semirremolques: Producto recibido o entregado por una persona física o moral, proveniente de una sola operación de producción o mezcla que cuenta con propiedades determinadas.
5. Para efectos del petrolífero contenido en sistemas de almacenamiento: Producto recibido o a entregar, contenido en un tanque de almacenamiento, formado por uno o la mezcla de dos o más lotes, el cual cuenta con propiedades determinadas.
3.26. Marcador: Sustancia química que se agrega a los petrolíferos que sin afectar sus propiedades físicas y/o químicas ni sus especificaciones técnicas, permite identificar el combustible marcado.
3.27. Normas aplicables: Son las normas oficiales mexicanas (NOM), normas mexicanas (NMX), las normas o lineamientos internacionales, así como las normas, códigos y/o estándares extranjeros que sean adoptados y aplicables a la Norma.
3.28. Odorizante: Sustancia química compuesta primordialmente por mercaptanos que se añade deliberadamente a gases esencialmente inodoros, como en el caso del GLP, para advertir su presencia en caso de fuga.
3.29. Petrolíferos: Productos que se obtienen de la refinación del Petróleo o del procesamiento del Gas Natural y que derivan directamente de Hidrocarburos, tales como gasolinas, diésel, querosenos, combustóleo y Gas Licuado de Petróleo, entre otros, distintos de los Petroquímicos;
3.30. Productor: Permisionario que produce petrolíferos en territorio nacional.
3.31. Punto de internación al país: Punto donde el importador asume la custodia del petrolífero, en territorio nacional, proveniente del extranjero.
3.32. Transferencia de custodia: Cambio de responsabilidad en el manejo de petrolíferos entre actividades permisionadas.
3.33. Turbosina (Jet A-1): Petrolífero proveniente del destilado intermedio del petróleo cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 8.
3.34. Zona Fronteriza Norte (ZFN): En relación al diésel automotriz, el área integrada por los municipios siguientes:
3. Estado de Chihuahua: Ahumada, Ascensión, Buenaventura, Casas Grandes, Galeana, Guadalupe, Ignacio Zaragoza, Janos, Juárez, Nuevo Casas Grandes y Práxedis Guerrero.
3.35. Zona Metropolitana de Guadalajara (ZMG): El área integrada por los siguientes municipios del Estado de Jalisco: Guadalajara, Ixtlahuacán del Río, Tlaquepaque, Tonalá, Zapotlanejo y Zapopan.
3.37. Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM): El área integrada por las 16 demarcaciones políticas de la Ciudad de México y los siguientes municipios del Estado de México: Acolman, Atizapán de Zaragoza, Atenco, Coacalco, Cuautitlán, Cuautitlán Izcalli, Chalco, Chicoloapan, Chimalhuacán, Ecatepec, Huixquilucan, Ixtapaluca, Jaltenco, La Paz, Melchor Ocampo, Naucalpan de Juárez, Nextlalpan, Nezahualcóyotl, Nicolás Romero, Tecámac, Teoloyucan, Tepotzotlán, Texcoco, Tlalnepantla de Baz, Tultepec, Tultitlán, Valle de Chalco Solidaridad y Zumpango.
3.38. Zona resto del país: Es el área geográfica dentro del territorio nacional de acuerdo a lo siguiente:
2. En el caso del diésel automotriz, la que excluye a las ZMVM, ZMM, ZMG y ZFN y, en su caso, los corredores DUBA referidos en el Anexo 1 de la Norma;
3. En el caso de petrolíferos de uso industrial, la que excluye a la ZMVM, ZMM, ZMG, así como los Corredores industriales y centros de población definidos en el Anexo 2 de la Norma.
4. Especificaciones de calidad los petrolíferos.
Para efectos de determinar el cumplimiento de los resultados observados o calculados respecto de los valores límites establecidos en las Tablas 1 a 13, en caso de recurrir al redondeo, los valores producidos en la determinación de la calidad deben redondearse a la unidad más próxima de la cifra significativa situada a la extrema derecha del valor límite. En el caso de límites expresados como un número entero, las unidades son siempre cifras significativas, incluyendo el cero final. Los criterios de redondeo no aplican cuando se rebasan los límites máximos o se está por debajo de los límites mínimos permisibles de la Norma.
Para las especificaciones de las Tablas 1 a la 13, así como las del Anexo 4, el término "informar" significa reportar el valor obtenido, en su caso, como resultado de la evaluación de la conformidad, en el informe de resultados, certificado de calidad o documento de naturaleza jurídica y técnica análogo según el país de procedencia.
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 distribución 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 realizarse 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 etanol, 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 final, la composición final del producto terminado deberá cumplir con todas las pruebas referidas en la Norma y no se comercializarán productos que después de aditivarse, no cumplan con la misma.
El diésel podrá aditivarse en las instalaciones de almacenamiento 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 lubricidad, 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 considerados en la Norma son las indicadas en las Tablas 1 a 13 siguientes:
Temperatura máxima de destilación:
Al 10% evaporado
Al 50% evaporado
Al 90% evaporado
(1) Las clases de volatilidad mencionadas en la Tabla 1 corresponden a las de la especificación para combustible de motores de encendido por chispa (ASTM D4814). La volatilidad de un combustible se especifica con una designación alfanumérica que utiliza una letra de la Tabla 1 y un número de la Tabla 2.
(2) La presión de vapor se especifica para combustibles de motores de encendido por chispa y se establece un valor máximo para cada clase de volatilidad (ASTM D4814). Para gasolina y mezclas oxigenadas de gasolina, la determinación de la presión de vapor se efectúa de acuerdo al método de presión de vapor (ASTM D4953, D5191, D5482 o D6378).
(4) Las temperaturas de destilación de las Tablas 1 a 13 de la Norma están indicadas en grados Celsius (ºC), normalizadas a una presión de 101.325 kilopascales (kPa) (760 mm Hg) y se determinan mediante el método de Destilación para Productos de Petróleo (ASTM D86, ASTM D7344 o ASTM D7345). En el numeral 9. Bibliografía de la Norma se pueden encontrar los métodos de prueba ASTM indicados en las Tablas 1 a 13.
Temperatura (°C) mínima para crear una relación vapor/líquido igual a 20, determinada con base al método proporción vapor-líquido de combustibles para motores de encendido por chispa (ASTM D5188, D2533).
(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).
Procedimiento para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo o productos de petróleo líquido por hidrómetro (ASTM D1298, D4052)
Determinación de azufre mercaptánico en gasolina, queroseno, combustibles destilados para aviones de turbina (Método potenciométrico, ASTM D3227)
(1) Corrosión al Cu, 3 horas a 50 °C
(2) Corrosión a la Ag,
Determinación de corrosividad a la plata por gasolinas por el método de placa de plata (ASTM D7667, ASTM D7671)
Gomas existentes en combustibles por evaporación por chorro (ASTM D381)
Estabilidad de oxidación de gasolina (Método de periodo de inducción, ASTM D525)
Número de octano (RON)(2)
Número de octano Research de combustible para motores de encendido por chispa (ASTM D2699)
Número de octano (MON) (2)
Número de octano Motor de combustibles para motores de encendido por chispa (ASTM D2700)
Índice de octano (RON+MON)/2(2)
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.
(1) El aditivo deberá agregarse a las gasolinas en territorio nacional durante la carga de los autotanques u otro medio de transporte, en las instalaciones de almacenistas y distribuidores en el punto más cercano al expendio al público, y demostrar en un reporte semestral (como parte de la información que evaluará anualmente la Unidad de Verificación), que se utiliza la cantidad requerida de aditivo mediante el balance de gasolina producida o importada y el consumo de aditivo correspondiente.
El parámetro gomas no lavadas deberá determinarse previo a la adición del aditivo detergente dispersante.
Sólo podrán utilizarse aditivos probados de acuerdo con los métodos ASTM D5598 y ASTM D5500 en laboratorios acreditados y aprobados en términos de la LFMN. Los tecnólogos de aditivos deberán utilizar para las pruebas de certificación, gasolinas producidas o importadas que reúnan las siguientes características:
Tabla 5.1 Especificaciones de Gasolina de referencia para la prueba de Aditivos mediante los métodos
ASTM D5598 o D5500
(C), mínimo
Aromáticos, %
Oxigenante, %
requeridos en la prueba
ASTM D5500 (promedio
mg/ válvula)
Regular sin
5.8 etanol o 11
(2) La aplicación de los métodos de prueba ASTM D2699 y ASTM D2700 por medio de los instrumentos citados en estos estándares, son requeridos para determinar la calidad en producción e importación. El uso de los análisis de referencia basados en las metodologías Mid-IR (Mid-Infrarred) y Near-IR (Near-Infrarred) para la determinación del índice de octano, MON y RON a que se refiere la Norma en su numeral 6.3, son aplicables exclusivamente para efectos de las pruebas de control referidas en la presente sección, para lo cual se acepta una tolerancia máxima de 0.3 números de octano respecto del obtenido previamente mediante los métodos ASTM D2699 y ASTM D2700.
partir del 1°
(ASTM D3606, D5580, D6277)
30 promedio (1)
80 máximo (2)
Oxígeno(3)(4)(5)(6)
Determinación de MTBE, ETBE, TAME, DIPE y alcoholes hasta C4 en gasolinas por cromatografía de gases (ASTM D4815)
(ASTM D5845)
(1) El cálculo del promedio anual del contenido de azufre se determinará con la siguiente ecuación:
(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.
Densidad, densidad relativa (gravedad específica o gravedad de petróleo crudo y productos líquidos de petróleo por el método hidrométrico, ASTM D1298, D4052)
(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 lubricidad, 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.
TABLA 8.- ESPECIFICACIONES DE LA TURBOSINA (JET A1) Y JET A.
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
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
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 de productos derivados del petróleo y combustibles líquidos a presión atmosférica (Método de micro destilación)
Temperatura de inflamación(4)
ASTM D56, Temperatura de inflamabilidad por analizador TAG de copa cerrada
ASTM D2386, Temperatura de congelación para combustibles de aviación
ASTM D5972, Temperatura de congelación para combustibles de aviación (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
Poder calorífico(5)
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 bomba (Método de precisión)
42.8 mínimo
ASTM D3242, Acidez en combustibles para turbinas de aviación
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
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 ignición 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 D3227, Azufre mercaptánico en gasolina, queroseno, combustibles para turbinas de aviación y combustibles destilados (Método potenciométrico)
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).
Estabilidad térmica (2.5 h a temperatura controlada de 260 °C, mínimo)(7)
ASTM D3241 Estabilidad de la oxidación térmica de combustibles para turbinas de aviación
Menor a 3 (sin arcoiris ni
depósitos de color anormal)
nm promedio
de 2.5 mm
Anexo 2 y Anexo 3
Uno de los siguientes requerimientos
deben ser cumplidos:
(1) Punto de humo, o
ASTM D1322, Punto de humo en querosenos y combustibles para turbinas de aviación
25.0 mínimo, o
ASTM D1840, Determinación de naftalenos en combustibles para turbinas de aviación por espectrofotometría ultravioleta
Partículas contaminantes (8)
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
3.8 máximo
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
ASTM D130, Detección de corrosión al cobre de productos de petróleo por prueba de mancha en tira de cobre
ASTM D381, Gomas existentes en combustibles por evaporación por chorro.
ASTM D3948, Determinación de las características de separación de agua en combustibles para turbinas de aviación mediante separador portátil
Con aditivo de conductividad
Ésteres metílicos de ácidos grasos (FAME) (9)
(1) En sustitución de esta especificación, se podrá determinar la densidad a 15 °C, cuyo valor límite fluctuará entre 0.775 y 0.840 kg/L.
(2) Los resultados obtenidos con el método ASTM D 2887, se deberán convertir al resultado estimado en correlación con el método ASTM D 86, utilizando la fórmula que se describe en el Apéndice X4 del método ASTM D 2887.
(3) Los resultados obtenidos por el método ASTM D 7345, se deberán corregir para el sesgo relativo como se describe en el método ASTM D7345.
(4) La temperatura de inflamación será 42 °C mínimo, para clientes de exportación que así lo soliciten.
(5) El poder calorífico se calcula en MJ/kg, usando las tablas y las ecuaciones descritas en el Método de Prueba Estimación del poder calorífico para combustibles para aviación. No se debe considerar el azufre para el cálculo del poder calorífico.
(6) Los resultados obtenidos por el método ASTM D 7042, se deberán convertir a valores de viscosidad cinemática con sesgo corregido, utilizando las fórmulas descritas en la subsección 15.4.4. de la ASTM D7042.
(7) La prueba de estabilidad térmica (ASTM D3241) debe efectuarse a 260 °C durante 2.5 horas. Los tubos de calentamiento reconocidos como equivalentes por el protocolo RR:D02-1550 son aceptados para el reporte de prueba de la ASTM D3241.
(8) Para la ejecución de la prueba de partículas contaminantes, se podrá utilizar el método ASTM D7619 o alguno de los Métodos IP564, IP565 e IP577.
(9) La prueba FAME, sólo será obligatoria si el combustible es transportado en poliducto donde se transporte Biodiésel, o si el medio de transporte (buquetanque, carrotanque o autotanque) transportó previamente biodiésel.
(10) Se permite el uso de los aditivos indicados en la Tabla 2. de la ASTM D1655, así como en la Tabla A.5.4 del British Ministry of Defense Standard DEF STAN 91-91 Turbine Fuel, Kerosine Type, Jet A-1, en las concentraciones y con todas las consideraciones en mencionadas en dichas tablas.
(ASTM D1298, ASTM D4052)
Temperatura de inflamación: Prueba Pensky-Martens, de copa cerrada (ASTM D93, ASTM D7094, ASTM D3828)
Destilación de productos de petróleo (ASTM D86, ASTM D7344, ASTM D7345)
Viscosidad cinemática de líquidos transparentes y opacos (Cálculo de viscosidad dinámica, ASTM D445, ASTM D88, ASTM D2161)
1.900 a 4.100
150.0 a 1166
Azufre en productos de petróleo por espectroscopia de fluorescencia de rayos X por dispersión de energía (ASTM D4294)
(ASTM D5453, ASTM D7220, ASTM D2622, ASTM D7039)
Nitrógeno total en aceites lubricantes y en combustibles líquidos (ASTM D3228)
Determinación de níquel y vanadio en petróleos crudos y combustibles residuales por espectrometría de absorción atómica con detector de flama (ASTM D5863)
Estimación de calor neto y bruto de combustión de combustibles diésel y para quemadores (ASTM D4868, ASTM D4809).
Determinación de insolubles en n-heptano (ASTM D3279)
Color de productos de petróleo (ASTM D1500)
(ASTM D2709, ASTM D1796)
TABLA 10.- ESPECIFICACIONES DEL GASAVIÓN (100LL)(1)(2)
Procedimiento para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo o productos de petróleo líquido por hidrómetro (ASTM D1298, ASTM D4052)
Destilación de productos de petróleo (ASTM D86, ASTM D7345, ASTM D7344)
Estabilidad a la oxidación de combustibles para aviación (ASTM D873)
Acidez de hidrocarburos líquidos y sus residuos de destilación (ASTM D1093)
Presión de vapor de productos del petróleo (ASTM D323, ASTM D5191)
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)
Plomo en gasolinasMétodo del monocloruro de yodo (ASTM D3341)
Plomo en gasolinas por medio de espectroscopia de rayos X (ASTM D5059)
Número de octano de motor de combustibles, para motores de encendido por chispa (ASTM D2700)
Temperatura de congelación de combustibles para aviación (ASTM D2386)
Poder calorífico neto (ASTM D4529, ASTM D4809, ASTM D3338)
Reacción al agua de combustibles para aviación (ASTM D1094)
Conductividad eléctrica de combustibles para aviación (ASTM D2624)
Color de combustibles para aviación con colorante añadido (ASTM D2392)
(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:
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
Densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo y productos líquidos de petróleo por el Método de hidrómetro. (ASTM D1298, D4052)
Temperatura de inflamabilidad: Prueba Pensky-Martens, de copa cerrada (ASTM D93)
Punto de fluidez de los productos (ASTM D97)
Agua y sedimento por medio del método de la centrífuga (ASTM D1796)
Viscosidad cinemática de líquidos transparentes y opacos (Cálculo de viscosidad dinámica). (ASTM D445)
Residuos de carbón Conradson en productos del petróleo (ASTM D189)
Determinación de azufre total en hidrocarburos ligeros (ASTM D2622)
Cenizas en productos del petróleo (ASTM D482)
Determinación de vanadio en petróleos crudos y combustibles residuales por espectrometría de absorción atómica con detector de flama (ASTM D5863)
Destilación de productos de petróleo (ASTM D86, ASTM D7345)
Presión de vapor (ASTM D4953, ASTM D5191)
Determinación de azufre total en hidrocarburos ligeros (ASTM D5453, ASTM D2622, ASTM D7220)
Formación de óxido en presencia de agua ASTM D665
Estabilidad de oxidación de gasolinaMétodo de periodo de inducción (ASTM D525)
Tipos de hidrocarburos en productos líquidos de petróleo por absorción de indicador fluorescente (ASTM D1319)
(ASTM D3606, D5580)
Presión de vapor de gases licuados de petróleo (Método gas-LP, ASTM D1267)
Cálculo de propiedades físicas del gas LP mediante análisis de composición (ASTM D2598)
Volatilidad de gases licuados de petróleo (LP) (ASTM D1837)
Análisis de gases licuados de petróleo (LP) y concentrados de propano por cromatografía de gases (ASTM D2163)
Residuos en gases licuados de petróleo. (ASTM D2158)
Densidad relativa a 15.6°C
Densidad o densidad relativa de hidrocarburos ligeros por termohidrómetro de presión (ASTM D1657)
Corrosión de cobre por gases licuados de petróleo (LP) (ASTM D1838)
Azufre total en combustibles gaseosos por hidrogenólisis y colorimetría con medidor de relaciones (logómetro) (ASTM D4468).
(1) El GLP, por razones de seguridad, deberá ser odorizado conforme a lo establecido en las Normas aplicables, por ejemplo, National Fire Protection Association, NFPA 58 LP-Gas Code.
(2) El GLP importado mediante el Sistema de transporte por medio de ductos Hobbs-Méndez, podrá presentar un contenido máximo de etano de 5 % vol., siempre y cuando la presión de vapor en exceso a la atmosférica a una temperatura de 37.8 °C no exceda de 1379 kPa (200 lb/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 correlativos de su Reglamento. Además de lo previsto en estas disposiciones legales, la solicitud deberá incluir la información que soporte que estos compuestos y su adición a los petrolíferos no representan un riesgo a los sistemas de control de los equipos de consumo o de los vehículos, ni se produce ningún efecto nocivo en la salud de la población y en el ambiente. En el caso de los compuestos organometálicos, el interesado deberá obtener, previamente, la opinión técnica favorable para su uso por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales.
4.4. Está prohibido agregar a los petrolíferos cualquier otra sustancia no prevista en las Tablas 1 a 13, o que no esté autorizada por la Comisión conforme a lo establecido en la disposición 4.3 de la Norma, excepto marcadores en términos de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en Materia de Marcación que al efecto se emitan.
4.5. Emergencia. El Permisionario deberá proporcionar a la Comisión, en un plazo no mayor a 72 horas, después de haber ocurrido el incidente, lo siguiente:
I. Descripción de los hechos que afectan o pudieran afectar el sistema o sistemas permisionados;
II. Precisar la causa antropogénica o natural de la emergencia;
III. Capacidad del o los sistemas y servicios de almacenamiento, transporte o distribución afectados, así como su impacto en las especificaciones de calidad del o los petrolíferos afectados;
IV. Sistemas o actividades permisionadas afectados colateralmente y efectos colaterales, en su caso;
V. Plan de acción y cronograma relativo a las medidas que se implementarán para volver a las condiciones normales de operación de los sistemas afectados;
VI. Estimación de la duración de la emergencia, y
VII. Otra información relacionada que se considere relevante.
En base a la información presentada, la Comisión resolverá sobre la condición de emergencia, las medidas que se implementarán, la modificación a las especificaciones de calidad establecidas en la Norma, en su caso, y duración de la emergencia.
5. Muestreo y medición de las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
Con objeto de dar cumplimiento al numeral 5.2 del Anexo 3, el Permisionario deberá contar con una gestión congruente con la práctica internacional relativa a los procedimientos implementados de muestreo, calibración, registro y resguardo de la información, así como a la trazabilidad de todas las actividades requeridas para dar cumplimiento a la Norma.
5.1.1. Los productores serán responsables de la calidad de los productos finales derivados de sus procesos, para lo cual deberán realizar el muestreo en el tanque de almacenamiento del producto final, determinarse las especificaciones de calidad de dichas muestras y entregar el informe de resultados en términos de la LFMN previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto en territorio nacional.
En los procesos de muestreo en la cadena de producción, se tomarán aquellas muestras representativas por cada lote de producto final destinado a venta o entrega en territorio nacional, aplicando para el muestreo, de manera enunciativa mas no limitativa, la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma. A dichas muestras se les determinarán las especificaciones de las Tablas 1 a 13, según corresponda, y demás previsiones establecidas en el texto de la Norma.
5.1.2. Los importadores serán responsables de la determinación de las especificaciones de calidad en el punto de entrada al territorio nacional, así como en las instalaciones donde se realice el cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto En el caso de la Gasolina para mezcla final, se deberá estar a lo establecido en el numeral 4.1 de la Norma.
Para fines de cumplimiento de la Norma en la transferencia de custodia, deberá realizarse la toma de muestras, la determinación de las especificaciones de calidad indicadas en el Anexo 4, previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia, así como la elaboración del informe de resultados en términos de la LFMN, como se detalla a continuación:
a. En el supuesto de importarse petrolíferos por medio de buque tanque, el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad se hará en las instalaciones correspondientes, tomando las muestras representativas por embarque, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
b. En el caso de su importación por medio de carrotanque, autotanque o semirremolque, se tomarán las muestras representativas de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote, aplicando la normativa a que hace referencia el numeral 5.2 de la Norma. A dichas muestras se les determinará las especificaciones de calidad correspondientes. Tratándose de la entrega directa del petrolífero a instalaciones donde se lleva a cabo el expendio al público, bastará con la entrega del certificado de origen al momento del cambio de propiedad o transferencia de custodia.
c. En relación a su importación por medio de ducto, el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad se realizarán en las instalaciones de medición previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia, por lo que se tomará para cada lote las muestras representativas, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.3. Los transportistas serán responsables de la guarda del producto desde su recepción en la instalación o sistema hasta su entrega; podrán realizar la medición de la calidad en el punto donde reciban el producto en sus instalaciones o equipos, y deberán realizarla en el punto de entrega. Lo anterior, sin perjuicio de que los Permisionarios, cuyos sistemas se encuentren interconectados, formalicen protocolos de medición conjunta, conforme a lo establecido en el Artículo 31 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
En el caso del transporte en el Sistema Nacional de GLP, se deberá realizar el muestreo y la medición de la calidad en los puntos de recepción y entrega del producto. Para tal efecto, se aplicará la normativa en materia de muestreo a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
Los lotes de petrolífero transportado deben contar con un informe de resultados emitido por un laboratorio de prueba, en términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables, en el cual haga constar que el petrolífero cumple con las especificaciones aplicables, así como con la descripción del lote y, en su caso, la ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto. El informe de resultados deberá entregarse previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto.
Adicionalmente, se deberá realizar una toma de muestras y la determinación de las especificaciones de calidad indicadas en el Anexo 4 previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia, como se detalla a continuación:
a. En el supuesto de transportarse petrolíferos por medio de buquetanque, el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad se hará en las instalaciones correspondientes, tomando las muestras representativas por lote, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
b. En el caso de su transporte por medio de carrotanque, autotanque o semirremolque, se tomarán las muestras representativas de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma. A dichas muestras, se les determinará las especificaciones de calidad correspondientes. Tratándose del transporte a instalaciones donde se lleva a cabo el expendio al público, bastará con la entrega del documento en el que se refieran las especificaciones de calidad del petrolífero que deriven del informe de resultados correspondiente, previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia.
c. En relación a su transporte por medio de ductos, el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad podrá realizarse en el punto de recepción de las instalaciones o equipos de dicho sistema, sin embargo, deberá realizarse en los puntos de entrega a otros sistemas previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del petrolífero de que se trate. Para ambos casos, el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad se realizarán en las instalaciones de medición, por lo que se tomará para cada lote las muestras representativas aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.4. Los almacenistas y distribuidores serán responsables de la guarda del producto, desde su recepción en la instalación o sistema hasta su entrega. Asimismo, los almacenistas serán responsables de conservar la calidad y podrán realizar el muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad del producto recibido en su sistema, sin embargo, estarán obligados a realizarla para su entrega a otro sistema previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia. Lo anterior, sin perjuicio de que los Permisionarios, cuyos sistemas se encuentren interconectados, formalicen protocolos de medición conjunta para cumplir con las responsabilidades indicadas, conforme a lo establecido en los Artículos 22 y 36 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
Los lotes de producto almacenado y distribuido deben contar con un informe de resultados emitido por un laboratorio de prueba, en términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables, en el cual haga constar que el petrolífero cumple con las especificaciones de calidad aplicables, así como con la descripción del lote y, en su caso, la ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto. El informe de resultados deberá entregarse previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto.
Adicionalmente, se hará una toma de muestras y la determinación de las especificaciones de calidad indicadas en el Anexo 4 previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia en las instalaciones correspondientes, por lo que a la entrega de petrolíferos a buquetanque, carrotanque, autotanque, semirremolque, vehículos de reparto y ductos, se tomarán las muestras representativas de cada lote de producto, aplicando la normativa a que hace referencia el apartado 5.2 de la Norma.
5.1.5. Con el objeto de garantizar la calidad de los petrolíferos en las actividades de expendio al público, la Comisión podrá requerir a los permisionarios, de forma fundada y motivada, la información correspondiente para efectos de regulación. El titular del permiso del expendio al público deberá contar con un documento en el que se refieran las especificaciones de calidad del petrolífero que deriven del informe de resultados correspondiente, de conformidad con la actividad permisionada de donde provenga el petrolífero. Dicho documento deberá ser entregado por el almacenista, transportista o distribuidor al permisionario del expendio al público, previo al cambio de propiedad o transferencia de custodia del petrolífero. Los permisionarios de expendio al público deberán realizar cada trimestre el muestreo y la determinación de especificaciones de calidad de los petrolíferos indicadas en las Tablas 1 a 13, según el petrolífero que se trate, en los tanques de almacenamiento utilizados en sus instalaciones.
5.1.6. En el caso específico de aquellos petrolíferos que provengan de sistemas pertenecientes o bajo la responsabilidad de la misma persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, la transferencia del producto se realizará sin perjuicio de que las partes involucradas puedan pactar, en su caso, realizar las pruebas de control indicadas en el Anexo 4.
5.1.7. En el caso de transporte de petrolíferos mediante recipientes sujetos a presión por medio de carrotanque, autotanque o semirremolque, no será aplicable la obligación de toma de muestras y medición de calidad establecidas en los puntos 5.1.3 letra b y 5.1.4 último párrafo de la Norma. No obstante lo anterior, se deberá entregar el informe de resultados de origen en el proceso de transferencia de custodia.
5.2.1. Con el fin de obtener muestras representativas de petrolíferos a que se refiere la Norma, deben aplicarse las siguientes normas, incluyendo, pero sin limitarse a ellas: NMX-Z-12/1-1987, NMX-Z-1 2/ 2-1987, NMX-Z-12/3-1987, y aquellas mencionadas en los numerales subsiguientes 5.2.2 a 5.2.4, en su caso.
5.2.2. Para el muestreo de petrolíferos en fase líquida a presión atmosférica, se deberá aplicar la versión vigente del método ASTM D4057 Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products o aquel que la sustituya en caso de elegirse un muestreo manual; en caso de elegir un muestreo automático, se deberá usar la versión vigente del método ASTM D4177 Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products o aquellos que los sustituyan.
5.2.3. Para el caso del gas licuado de petróleo, se deberá aplicar la versión vigente del método ASTM D1265, Standard Practice for Sampling Liquefied Petroleum (LP) Gases, Manual Method, para muestreo manual o el ASTM D4177 Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products para el muestreo automático, o aquellos que los sustituyan.
5.2.4. En lo no previsto por estos métodos, la toma de muestras se deberá realizar de acuerdo con lo establecido en las Normas aplicables.
6.1. Para la determinación de las especificaciones de calidad establecidas en las Tablas 1 a la 13 de esta Norma, se deberán utilizar preferentemente los métodos de prueba indicados en dichas tablas.
6.2. Los métodos de prueba para la determinación de las especificaciones de calidad de los petrolíferos, establecidos en la Norma, deberán ser los correspondientes a la versión vigente o aquellos que los sustituyan.
6.3. Métodos de prueba alternos. Además de los métodos indicados en las Tablas 1 a la 13, se podrá hacer uso de los métodos que a continuación se citan, en lo conducente:
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method-Atmospheric)
Standard Test Method for Determination of Aromatic Hydrocarbon Types in Aviation Fuels and Petroleum Distillates-High Performance Liquid Chromatography Method with Refractive Index Detection
Standard Test Method for Determination of Corrosiveness to Silver by Automotive Spark-Ignition Engine Fuel-Thin Silver Strip Method
Standard Test Method for Corrosiveness to Silver by Automotive SparkIgnition Engine FuelSilver Strip Method
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.
Test Method for Determination of the Fatty Acid Methyl Esters Content of Aviation Turbine Fuel Using Flow Analysis by Fourier Transform Infrared Spectroscopy Rapid Screening Method
British Ministry of Defense Standard DEF STAN 91-91 Turbine Fuel, Kerosine Type, Jet A-1
Determination of the Level of Cleanliness of Aviation Turbine Fuel - Automatic particle counter method using light extinction
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-
Muestreo para la inspección por atributos. Parte 2: métodos de muestreo, tablas y gráficas
NMX-Z-12/2-
Muestreo para la inspección por atributo. Parte 3: regla de cálculo para la determinación de planes de muestreo
NMX-Z-12/3-
8.1. El productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor y el expendedor al público de los petrolíferos a que hace referencia la Norma, deberá contar con un dictamen anual emitido por una Unidad de Verificación o Tercero Especialista que compruebe el cumplimiento de la misma, en los términos que se detallan en el Anexo 3. Dicho dictamen deberá presentarse a la Comisión durante los tres meses posteriores al año calendario verificado, para los efectos legales que correspondan en los términos de la legislación aplicable.
A la fecha de su expedición, la Norma no concuerda con otras normas o lineamientos internacionales.
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 administrativas 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 Hidrocarburos, así como en el Capítulo II Título Sexto de la LFMN, según corresponda al tipo de infracción de que se trate.
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 aceptarán 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 registrados 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 acreditación 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, comenzará 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 500 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 técnico 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 vehículos, 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 Norma 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.
1. Para efecto de complementar la obligación adicional (2) de la Tabla 7 relativa a las especificaciones de calidad del diésel automotriz, se menciona lo siguiente:
1.1. El valor máximo de azufre en el diésel automotriz será de 15 mg/kg para las ZMVM, ZMG, ZMM y ZFN, así como para el importado mediante ducto, buque tanque, autotanque u otro medio de transporte terrestre y aquel destinado para los 11 corredores de distribución enlistados en el numeral 1.3 del presente Anexo, y para el resto del país será de 500 mg/kg máximo.
1.2. La zona de influencia de los corredores está determinada, entre otros aspectos, por la infraestructura que actualmente tiene PEMEX asociada a la producción e importación de DUBA y a la capacidad de distribución integrada por ductos y terminales de almacenamiento y reparto, que benefician aproximadamente a 10,000 kilómetros de carreteras, así como a los municipios adyacentes a dichas vías de comunicación, como se indica a continuación:
Corredor 6. Carreteras que conducen desde Minatitlán a Oaxaca;
II. Tlaxcala: El Carmen.
III. Tamaulipas: Abasolo, Burgos, Cruillas, Güémez, Hidalgo, Jiménez, Llera, Padilla, San Fernando, Soto la Marina, Tula y Victoria.
II. Coahuila: Francisco I. Madero, Matamoros, San Pedro, Sierra Mojada, Torreón y Viesca.
III. Chihuahua: Aldama, Allende, Aquiles Serdán, Bachiniva, Balleza, Bocoyna, Camargo, Carichi, Coyame del Sotol, Cuauhtémoc, Cusihuiriachi, Chihuahua, Chinipas, Delicias, Dr. Belisario Domínguez, El Tule, Gómez Farías, Gran Morelos, Guachochi, Guadalupe y Calvo, Guazapares, Guerrero, Hidalgo del Parral, Jiménez, Julimes, La Cruz, López, Madera, Matachi, Matamoros, Meoqui, Namiquipa, Nonoava, Ocampo, Ojinaga, Riva Palacio, Rosales, San Francisco de Borja, San Francisco de Conchos, Santa Bárbara, Santa Isabel, Satevo, Saucillo, Temósachic, Urique y Valle de Zaragoza.
1.3. A partir del 31 de diciembre de 2018, el contenido máximo de azufre en el diésel automotriz será de 15 mg/kg en todo el territorio nacional.
Combustible con un contenido máximo de azufre total de 2% en masa.
1. Para efecto de complementar la obligación adicional (2) de la Tabla 9, relativa a especificaciones de calidad de los combustibles líquidos industriales, se dispondrá de combustible con un contenido máximo de azufre de 2% en masa, en las ZMG, ZMM, así como en los corredores industriales y centros de población enunciados a continuación:
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.
2. No se permite el uso de combustóleo como combustible en la ZMVM.
Procedimiento para la evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-016-CRE-2016,
El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad, en adelante PEC, establece, dentro del marco de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, en adelante LFMN y su Reglamento, la metodología para que, mediante la verificación, se evalúe la conformidad de las especificaciones de calidad de los petrolíferos contra la presente Norma Oficial Mexicana (en lo sucesivo la Norma).
Este PEC debe aplicarse para evaluar la conformidad de las especificaciones de calidad de los petrolíferos con la presente Norma.
Para efectos del PEC se establecen, además de las definiciones incorporadas en el capítulo 3 de la Norma, las definiciones siguientes:
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;
3.8 Tercero Especialista (TE): La persona moral autorizada por la Comisión para auxiliarle en las labores de evaluación de la conformidad de la presente Norma.
3.9 Unidad de verificación (UV): La persona moral acreditada y aprobada conforme a la LFMN y su Reglamento para la verificación del cumplimiento con la Norma;
3.10 Verificación: La constatación ocular y comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio o examen de documentos que se realizan para evaluar la conformidad de los petrolíferos con la Norma en un momento determinado.
Para evitar conflicto de intereses, la UV o el TE que seleccione el solicitante de la verificación no debe tener, durante el proceso de verificación, parentesco, ni previamente a la contratación haber tenido relación comercial alguna, con excepción al contrato que dé lugar a la verificación, ni ser empleado del propietario o
4.4. La violación a cualquiera de las disposiciones establecidas en el PEC por las partes involucradas en el proceso de verificación, así como a lo establecido en las disposiciones legales, reglamentarias y normativas en materia de evaluación de la conformidad, conllevará la imposición de sanciones establecidas en las leyes aplicables previo debido procedimiento.
5.1 Para llevar a cabo la evaluación de la conformidad, las UV o los TE podrán auxiliarse de laboratorios de prueba acreditados por la Entidad de acreditación y aprobados por la Comisión.
5.2 La evaluación de la conformidad se realizará mediante la constatación ocular, análisis de información documental, atestiguamiento de toma de muestras y testificación de pruebas, en su caso, y, en general, los actos que conforme a la LFMN permitan a la UV o TE evaluar la conformidad con la Norma, mismos que deberán tener relación directa con la determinación de las especificaciones de calidad del petrolífero.
La información deberá contener la evidencia del cumplimiento de las especificaciones de calidad de los petrolíferos indicados en las Tablas 1 a la 13 del numeral 4 de la Norma, según corresponda, con las obligaciones establecidas en el numeral 5, la cual deberá incluir, de manera enunciativa y no limitativa, cuando menos: i) métodos de muestreo, ii) determinación de las especificaciones de calidad, y iii) frecuencia, registro e informe de los resultados, certificados de calidad de origen o documento de naturaleza técnica y jurídica análoga, según el país de procedencia, obtenidos de las especificaciones de calidad.
5.2.1 La UV o el TE debe verificar que los rubros siguientes se hayan llevado a cabo y estén documentados por el visitado, en un sistema de gestión de la información de laboratorios (LIMS por sus siglas en inglés Laboratory Information Management System), con base en la Norma ISO/IEC 17025:2005 Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración:
a. Los patrones utilizados en los instrumentos para la determinación de las especificaciones de calidad de los petrolíferos deben ser trazables a patrones nacionales, internacionales o extranjeros.
b. La calibración de los instrumentos utilizados en las instalaciones del visitado para la determinación de las especificaciones de calidad de los petrolíferos haya sido realizada con la periodicidad recomendada en las Normas aplicables y, en su caso, siguiendo los procedimientos establecidos por el fabricante.
c. Los registros e información asociados a la toma de muestras, aseguramiento, custodia, traslado al laboratorio respectivo, así como la medición de las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
d. Los informes de resultados, certificados de calidad de origen o documento de naturaleza técnica y jurídica análoga, según el país de procedencia, que describen las especificaciones de calidad de los petrolíferos de que se trate, hayan sido emitidos por laboratorios de prueba acreditados y aprobados por la Comisión en términos de la LFMN, o que el laboratorio que realizó las pruebas lo haya hecho bajo alguno de los supuestos permitidos en la LFMN, Reglamento y en la Norma, entre otros, por virtud de algún acuerdo de reconocimiento mutuo o acuerdo de equivalencias.
En todo caso, se deberá verificar el alcance de la acreditación y que el laboratorio y el personal que realizó o realiza las actividades relacionadas al muestreo y medición de la calidad esté acreditado y aprobado. Para este efecto, la UV o TE deberá señalar la anterior circunstancia en las actas de verificación que registre y describir la evidencia objetiva e indubitable que demuestre lo anterior. En su defecto, hará una descripción de la evidencia encontrada, las circunstancias y los hechos acontecidos en la verificación.
5.2.2 En sistemas integrados, el visitado podrá presentar información relacionada con los protocolos de medición conjunta que demuestren que los petrolíferos, en los sistemas permisionados de que se trate, se encuentran dentro de las especificaciones de calidad, con lo cual se tendrá por cumplida la obligación de medición correspondiente, establecida en las disposiciones jurídicas aplicables por parte de los titulares de los permisos de dichos sistemas.
5.2.3 En el caso específico de aquellos petrolíferos que provengan de sistemas pertenecientes o bajo la responsabilidad de la misma persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, la transferencia del producto se llevará a cabo sin perjuicio de que las partes involucradas puedan pactar, en su caso, realizar las pruebas de control indicadas en el Anexo 4.
Lo anterior, siempre y cuando el visitado entregue información documental objetiva y fidedigna que, previa evaluación de la UV o el TE, demuestre, que derivado del cambio de propiedad o transferencia de custodia en los sistemas en los cuales se ha almacenado, transportado o distribuido los petrolíferos, conservaron su calidad, no tuvieron alteración y cumplen con los parámetros establecidos en el numeral 5 de la presente Norma, según la actividad permisionada de que se trate.
5.3 El productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor y el expendedor al público deberán obtener cada año calendario un dictamen elaborado por una UV o un TE que compruebe el cumplimiento de las especificaciones de calidad de los petrolíferos que enajenen o transfieran la custodia según la modalidad de actividad en la que intervienen en la cadena de producción y suministro.
5.5 Para la correcta aplicación del PEC por parte de la UV o el TE, es necesario consultar y aplicar la norma mexicana NMX-Z-12/2-1987 Muestreo para la inspección por atributos. Parte 2: Métodos de muestreo, tablas y gráficas.
f) Expendio al público
10. Nombre del o de los petrolíferos
5.8 Quien haya atendido la visita de verificación podrá, durante el levantamiento del acta de evaluación de la conformidad, hacer observaciones y ofrecer pruebas a la UV o al TE en relación con los hechos contenidos
en la misma, o podrá hacer uso de este derecho, por escrito, dentro del término de cinco días hábiles siguientes a la fecha en que se haya cerrado el acta.
6.2 La información, registros y controles relacionados con el numeral 5.2 del PEC deberán estar basados en procedimientos que cumplan las Normas aplicables.
6.3 Una vez que la UV o que el TE reciba la información del solicitante de la verificación, debe proceder a su revisión, con el objeto de confirmar que la misma es suficiente en términos del PEC; en su defecto, hará el requerimiento al solicitante de la verificación.
Sólo se dará continuidad a los actos inherentes a la verificación si el visitado entrega información suficiente en términos del numeral 5.5 del PEC, que permita dar cumplimiento a este numeral.
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.
8.1 La UV o el TE, con base en la información recabada, examen de documentos, constatación ocular, comprobación, entrevistas realizadas, atestiguamientos de pruebas, en su caso, o circunstancias observadas, y a través de la revisión y análisis de todos éstos, deberá elaborar el dictamen o, en su defecto, se asentará dicha circunstancia en el acta de evaluación de la conformidad correspondiente cuando no se surta el cumplimiento de la Norma.
8.2 El dictamen emitido por la UV o por el TE contendrá como mínimo la siguiente información: nombre o razón social del interesado; representante legal, en su caso; nombre del petrolífero verificado, en su caso; lugar y fecha donde se realizó la visita; registros analizados y pruebas testificadas, en su caso.
9.2. La UV o el TE debe conservar durante cinco años, para aclaraciones o para efectos de inspección de la Comisión, los expedientes físicos o electrónicos relacionados con las visitas de verificación realizadas.
9.3 El Dictamen de verificación será expedido por la UV o por el TE sólo si ha constatado que los petrolíferos, según se trate, cumplen con las especificaciones de calidad establecidas en la Norma. Dicho dictamen debe estar soportado por las actas de evaluación de la conformidad, debidamente registradas y firmadas, así como por el expediente respectivo.
FECHA DE INICIO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: __________ HORA: _______
FECHA DE TÉRMINO: DÍA: _________ MES: _______________ AÑO: __________ HORA: _______
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1. Cuando los petrolíferos provengan de sistemas pertenecientes o bajo la responsabilidad de la misma persona, razón social o entre empresas productivas subsidiarias o filiales, las pruebas de control son las descritas en las Tablas A.1 a A.7 siguientes. Se podrán realizar pruebas equivalentes en tanto estén incluidas en la Norma y que comprueben que los petrolíferos conservaron su calidad, no tuvieron alteración y cumplen con las especificaciones establecidas en la presente Norma.
2. En caso de que alguna de las pruebas no resulte aprobatoria, se deberán realizar todas las pruebas correspondientes contenidas en las Tablas 1 a la 13 de la Norma, según el petrolífero de que se trate.
(RON+MON)/2(3)
(1) Para el productor aplican las pruebas establecidas en las Tablas 1 a 6 de la Norma.
(2) Para el caso de la prueba de presión de vapor, deberá realizarse con base en lo establecido en los párrafos cuarto y quinto del numeral 4.1 de la Norma.
(3) El uso del análisis de referencia basado en la metodología Mid-IR (Mid-Infrarred) y Near-IR (Near-Infrarred) para la determinación del índice de octano, MON y RON a que se refiere la Norma en su numeral 6.3, son aplicables exclusivamente para efectos de las pruebas de control referidas en la presente sección, para lo cual se acepta una tolerancia máxima de 0.3 números de octano.
Tabla A.2 Pruebas de control aplicables al diésel automotriz, industrial, agrícola y marino, así como al
gasóleo doméstico.
cetano(²)
(1) Para el productor aplican las pruebas establecidas en las Tablas 7 y 9 de la Norma.
Tabla A.3 Pruebas de control aplicables al Jet A-1 (Turbosina) y Jet A
Partícu
microseparóm
(1) Para el productor e importador aplican las especificaciones de calidad establecidas en la Tabla 8 de la Norma
Tabla A.4 Pruebas de control aplicables a Combustóleo y Combustóleo intermedio
(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)