Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.

La Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los Arts. 2, frac. III, y 43 Ter, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, frac. II, 4, 22, fraccs. II, X, XI y XIII, 41, frac. I, Transitorios Primero, Segundo y Tercero de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 78 y 79 de la Ley de Hidrocarburos; 38, fraccs. II, V y IX, 40, frac. I, 41, 48, 73 y 74 de la LFSMN; 1, 2, 4, 16, 57, frac. I, 69-A y 69-H, de la LFPA, y 28, 34 y 80 del Reglamento de la LFSMN, y

Primero. Que la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (la Ley de los Órganos Reguladores) establece, en su Art. 41, fracción I, que esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) tiene la atribución de regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de petrolíferos.

Segundo. Que, de igual forma, el Art. 42 de la Ley de los Órganos Reguladores establece que esta Comisión fomentará el desarrollo eficiente de la industria, promoverá la competencia en el sector, protegerá los intereses de los usuarios, propiciará una adecuada cobertura nacional y atenderá a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.

Primero. Que, de acuerdo con lo dispuesto por los Arts. 2 y 3 de la Ley de los Órganos Reguladores, esta Comisión es una Dependencia del Poder Ejecutivo Federal, la cual tiene autonomía técnica, operativa y de gestión, y cuenta con personalidad jurídica.

Segundo. Que los Arts. 78 y 79 de la LH 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 Art. 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 Art. 40, fracción I, de la LFMN, las normas oficiales mexicanas tendrán como finalidad, entre otras, 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 de acuerdo con el Art. 48 de la LFMN las dependencias, en casos de emergencia, pueden ordenar la publicación de normas oficiales mexicanas en el Diario Oficial de la Federación.

Sexto. Que todos los petrolíferos que se comercializan en México deben reunir 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.

Séptimo. 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 dichos petrolíferos, para lo cual esta Comisión ha diseñado un marco normativo que cumple con dicho objeto.

Octavo. Que, si bien es cierto que esta Comisión propuso en el Programa Nacional de Normalización 2015 que el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos desarrollaría dos anteproyectos de NOM sobre petrolíferos y GLP, también lo es que ambas normas pueden consolidarse en una sola por razones de economía procesal y simplificación regulatoria.

Noveno. Que el carácter de emergencia deriva de la necesidad de evitar que se genere un vacío regulatorio a partir de 2016 a las personas a quienes aplica la obligación que les imponen los Arts. 78y 79 de la Ley de Hidrocarburos, relativa a las especificaciones de calidad de los petrolíferos y sus métodos de prueba.

Décimo. Que el objeto de la presente NOM de emergencia es establecer las especificaciones de calidad que deben cumplir los petrolíferos en cada etapa de la cadena de producción y suministro, con el objeto de promover el desarrollo eficiente de dichas actividades, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional, atendiendo la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y prestación de los servicios inherentes.

Undécimo. Que los costos adicionales 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 con repercusiones graves a la población, a los bienes, la industria, la prestación de servicios y al ambiente, por lo que se expide la:

1. Objetivo
Esta Norma Oficial Mexicana de Emergencia (en lo sucesivo la Norma de Emergencia) tiene como objeto establecer las especificaciones de calidad que deben cumplir los petrolíferos en cada etapa de la cadena de producción y suministro, en territorio nacional.

2. Campo de aplicación
Esta Norma de Emergencia es aplicable en todo el territorio nacional a las gasolinas, turbosina, diésel automotriz, diésel agrícola y marino, diésel industrial, combustóleo, gasóleo doméstico, gas avión, gasolina de llenado inicial, combustóleo intermedio y GLP en toda la cadena de producción y suministro.

3. Definiciones
Además de las definiciones previstas en el marco jurídico aplicable, para efectos de la presente Norma de Emergencia, se entenderá por:
3.1 Aditivos de combustible: Sustancias añadidas intencionalmente a los petrolíferos, con el objeto de proporcionarles propiedades específicas. Se excluyen los odorizantes para efectos del GLP.
3.2 Centros de producción: Para efectos de la presente Norma de Emergencia, el 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.
3.3 Combustóleo: Petrolífero cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 9.
3.4 Combustóleo intermedio: (IFO por sus siglas en inglés, Intermediate Fuel Oil), es una mezcla de combustóleo con otros petrolíferos ligeros usado para propulsión de embarques de altura, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 11.
3.5 Comisión: La Comisión Reguladora de Energía
3.6 Diésel agrícola/marino: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente parafinas no ramificadas, el cual está destinado a utilizarse en motores a diésel para servicio agrícola y marino, y cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 7.
3.7 Diésel automotriz: Petrolífero compuesto por una mezcla compleja de hidrocarburos, principalmente parafinas no ramificadas, que puede contener aditivos, destinado a utilizarse en motores a diésel para servicio automotriz, y cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 7.
3.8 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, y cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la tabla 9.
3.9 Enajenación: El acto jurídico por el cual se transmite la propiedad de los petrolíferos a título oneroso o gratuito.
3.10 Gas Licuado de Petróleo (GLP): Petrolífero obtenido de los procesos de la refinación del petróleo y de las plantas procesadores de gas natural, compuesto principalmente de gas butano y propano que cumple con las especificaciones de la Tabla 13.
3.11 Gas avión: Petrolífero en fase líquida cuyas propiedades son adecuadas para su consumo en aviones con motores de ignición por chispa eléctrica, cuyas especificaciones se describen en la Tabla 10.
3.12 Gasóleo doméstico: Petrolífero formado por mezclas de hidrocarburos pesados y ligeros, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 9.
3.13 Gasolina: Petrolífero formado por la mezcla de hidrocarburos líquidos volátiles, principalmente parafinas ramificadas, aromáticos, naftenos y olefinas, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en las Tablas 1 a 6.
3.14 Gasolina de llenado inicial: Petrolífero que se utiliza en los motores de autos nuevos, cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 12.
3.15 Gasolina Premium: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 92.
3.16 Gasolina Regular: Gasolina con un índice de octano ([RON+MON]/2) mínimo de 87.
3.17 Importador: La persona que introduce petrolíferos al país con el objeto de transferirlos a título oneroso o gratuito.
3.18 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 presente Norma de Emergencia.
3.19 LFMN: Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
3.20 Marcador: Sustancia química que se agrega a los petrolíferos que, sin afectar sus propiedades físicas, químicas ni sus especificaciones técnicas, permite identificar el combustible marcado.
3.21 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 presente Norma de Emergencia.
3.22 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.
3.23 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;
3.24 Productor: Es aquella persona que produce petrolíferos en territorio nacional.
3.25 Punto de internación al país: Punto donde el importador asume la custodia del petrolífero, en territorio nacional, provenientes del extranjero.
3.26 Transferencia de custodia: Cambio de responsabilidad en el manejo de petrolíferos entre actividades permisionadas.
3.27 Turbosina: Petrolífero proveniente del destilado intermedio del petróleo cuyas propiedades físico-químicas y especificaciones se describen en la Tabla 8.
3.28 Zona Fronteriza Norte (ZFN): En relación al diésel automotriz, el área integrada por los municipios siguientes:

1. Estado de Baja California: Ensenada, Mexicali, Tijuana, Playas de Rosarito y Tecate.
2. Estado de Sonora: Agua Prieta, Altar, Atil, Bacoachi, Bavispe, Cananea, Cucurpe, Fronteras, General Plutarco Elías Calles, Imuris, Magdalena, Naco, Nogales, Oquitoa, Puerto Peñasco, San Luis Río Colorado, Santa Ana, Santa Cruz, Sáric y Tubutama.
3. Estado de Chihuahua: Ahumada, Ascensión, Buenaventura, Casas Grandes, Galeana, Guadalupe, Ignacio Zaragoza, Janos, Juárez, Nuevo Casas Grandes y Praxedis Guerrero.
4. Estado de Coahuila: Acuña, Allende, Guerrero, Hidalgo, Jiménez, Juárez, Morelos, Múzquiz, Nava, Piedras Negras, Sabinas, San Juan de Sabinas, Villa Unión y Zaragoza.
5. Estado de Nuevo León: Anáhuac, Dr. Coss, General Bravo, General Terán, Los Aldamas y Parras.
6. Estado de Tamaulipas: Camargo, Guerrero, Gustavo Díaz Ordaz, Matamoros, Méndez, Mier, Miguel Alemán, Nuevo Laredo, Reynosa, Río Bravo, San Fernando y Valle Hermoso.

3.29 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.
3.30 Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM): El área integrada por los siguientes municipios del Estado de Nuevo León: Monterrey, Apodaca, General Escobedo, Guadalupe, San Nicolás de los Garza, San Pedro Garza García, Santa Catarina y Benito Juárez.
3.31 Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM): El área integrada por las 16 delegaciones políticas del Distrito Federal y los siguientes municipios del Estado de México: Atizapán de Zaragoza, Acolman, Atenco, Coacalco, Cuautitlán, Cuautitlán Izcalli, Valle de Chalco Solidaridad, 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 y Zumpango.
3.32. Zona Resto del país: Es el área geográfica dentro del territorio nacional de acuerdo a lo siguiente:

1. En relación a las gasolinas, la que excluye a las ZMVM, ZMM y ZMG;
2. En el caso de 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 presente Norma de Emergencia;
3. En el caso de combustibles industriales líquidos, la que excluye a las ZMVM, así como los Corredores definidos en el Anexo 2 de la presente Norma de Emergencia.
4. En el caso del gas licuado de petróleo, la que excluye a ZMVM y las ciudades de Puebla, Toluca, Querétaro y Monterrey.

4. Especificaciones de los petrolíferos.
4.1. Las especificaciones previstas en las Tablas 1 a la 13 de esta disposición son obligatorias, por lo que deberán ser cumplidas por el productor, importador, almacenista, transportista, distribuidor, expendio al público y, en general, por la persona que comercialice o enajene los petrolíferos.
4.2. Las especificaciones que deben cumplir los petrolíferos considerados en esta Norma de Emergencia son las indicadas en las tablas la 1 a la 13 siguientes:OBSERVACIONES:
(1) Las clases de volatilidad mencionadas en la Tabla 1 corresponden a las de la especificación para combustible de motores de encendido por chispa (ASTM D 4814). 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 combustible de motores de encendido por chispa y se establece un valor máximo para cada clase de volatilidad (ASTM D 4814). 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 D 4953).
(3) La denominación de volatilidad AA corresponde a la especificación de las gasolinas que se comercializan todo el año en las Zonas Metropolitanas del Valle de México y Guadalajara, sin considerar la variación de la temperatura ambiente por estacionalidad.
(4) Las temperaturas de destilación de todas las tablas de esta NOM están indicadas en grados centígrados (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 D 86, ASTM D 7344 o ASTM D 7345). En el numeral 9. Bibliografía se pueden encontrar los métodos de prueba ASTM indicados en las Tablas.OBSERVACIONES:
(1) Aplica a las gasolinas clase de volatilidad A, B y C (ASTM D 4814).
(2) Aplica a las gasolinas clase de volatilidad AA (ASTM D 4814).OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) Esta prueba de aditivo se revisará de acuerdo a la información del formulador conforme a los métodos ASTM D 5598 y ASTM D 5500. El productor e importador sólo puede utilizar aditivos certificados de acuerdo con los métodos anteriores.
(2) En la columna de Método de Prueba de esta Tabla 5 y las siguientes, se incluye la clave del método de prueba correspondiente de la ASTM (American Society for Testing of Materials), en tanto se expiden las normas oficiales mexicanas o normas mexicanas correspondientes. La cita completa se encuentra en el numeral 9. Bibliografía.
(3) Se podrá tener una gasolina con un índice de octano mínimo de 91 para las Terminales de Almacenamiento y Reparto Cd. Juárez, Chihuahua y Parral, en los municipios de Ensenada, Mexicali, y Rosarito en Baja California, así como en los municipios de Magdalena y Nogales en Sonora.OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) La determinación de azufre en estos niveles de concentración se realizará exclusivamente con el método de prueba ASTM D 4294, Determinación de azufre en productos de petróleo por espectroscopia de rayos X de fluorescencia por dispersión de energía.
(2) A partir del 31 de enero de 2016, esta especificación será de 30 mg/kg promedio mensual y 80 mg/kg máximo por lote específico, en todo el territorio nacional para gasolinas Regular y Premium.
(3) El cálculo del promedio mensual del contenido de azufre, se determinará con base en la siguiente ecuación:OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) La temperatura máxima debe ser menor o igual que la temperatura ambiente mínima esperada.
(2) Para el diésel importado la especificación será 40 mínimo.
(3) A la entrada en vigor de esta NOM-EM-005 el valor máximo de azufre será de 15 mg/kg para las ZMVM, ZMG, ZMM y ZFN, así como para el diésel importado mediante ducto, buque tanque, autotanque u otro medio de transporte terrestre. A partir del 1 de diciembre de 2015, dicho valor límite será obligatorio en los 11 corredores de distribución referidos en el Anexo 1 y para el resto del país, será de 500 mg/kg máximo. A partir del 1º de julio de 2018, en todo el territorio nacional el contenido máximo de azufre será de 15 mg/kg.” OBSERVACIONES:
(1) La temperatura de inflamación será 42 °C mínimo, para clientes de exportación que así lo soliciten.
(2) 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.
(3) La prueba de estabilidad térmica (ASTM D 3241) debe efectuarse a 260 °C durante 2.5 horas. Es conveniente pero no obligatoria, la determinación del depósito en el tubo precalentador por el método de densidad óptica.
(4) Solamente se podrán usar los siguientes antioxidantes: a) N,N-diisopropil-parafenilen-diamina; b) 75 % mínimo 2-6-diterbutil-fenol más 25 % máximo de ter y triterbutil-fenol; c) 72 % mínimo 2-4-dimetil-6-terbutil-fenol más 28 % máximo de mono-metil y dimetil-terbutilfenol; d) 55 % mínimo 2-4-dimetil- 6-terbutil-fenol más 45 % máximo de ter y diterbutuilfenol.
(5) Se puede adicionar Aditivo Desactivador de Metales (MDA), en el punto de refinación para mejorar la estabilidad a la oxidación térmica, sólo sujetándose a las siguientes limitaciones:

a. Considerando la producción de lotes de combustible en un periodo de 12 meses, máximo el 5 % de ellos pueden ser adicionados con MDA para cumplir los requisitos de la prueba de estabilidad térmica a 260 °C
b. El lote de combustible debe pasar la prueba de estabilidad térmica a una temperatura de 245 °C, antes de adicionar el MDA
c. El lote de combustible debe pasar la prueba de estabilidad térmica a una temperatura de 275 °C, después de haber adicionado el MDA.
d. El certificado de calidad del lote debe contener el resultado de la prueba de estabilidad térmica desarrollado a 245 °C (antes de la adición de MDA), a la temperatura de 260 °C y el obtenido a 275 °C (después de la adición de MDA)
e. Se puede adicionar MDA en los sistemas de distribución de combustible, para recuperar el desempaño perdido de la estabilidad a la oxidación térmica durante la distribución (después de la liberación en refinería). El certificado de calidad debe mostrar el resultado inicial de la prueba de estabilidad térmica, el resultado después de la adición de MDA y la concentración agregada de MDA.
f. La cantidad debe ser declarada por el proveedor del combustible y aceptada por el cliente.

(6) Si el punto de humo tiene un valor entre 20 y 18 mm y el contenido de naftalenos es menor de 3 %, se puede comercializar el producto notificando al comprador dentro de los 90 días a partir de la fecha de envío, a no ser que se acuerden otras condiciones.OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) Límite aplicable para la ZMVM. Todos los combustibles industriales que se comercialicen en la ZMVM tendrán un contenido máximo de azufre de 0.05 % en peso.
(2) Para los corredores industriales y centros de población especificados en el Anexo 2, se dispondrá de combustible con un contenido máximo de azufre de 2 % en masa.OBSERVACIONES
(1) Las tolerancias de precisión por repetibilidad, reproducibilidad y tendencia establecidas en los métodos ASTM, aplican en los análisis comparativos de calidad del producto.
(2) Los métodos establecidos en esta tabla deberán utilizarse invariablemente y se podrá utilizar un método alterno ASTM en caso de falla o reparación del equipo analítico principal, conforme a las disposiciones jurídicas aplicables.
(3) Las temperaturas de destilación deben ser corregidas a 101.325 kPa (760 mm Hg).
(4) Solamente se podrá adicionar en forma de mexoctán azul.
(5) En el Método ASTM D 4529 el valor que se obtiene es calculado. En caso de discrepancia, el método ASTM D 4809 deberá preferirse.
(6) Solamente se podrán utilizar los siguientes compuestos:
2,6 diterbutil 4 metilfenol; 2,4 dimetil 1,6 terbutilfenol y 2,6 diterbutil fenol
En las siguientes mezclas:
75 % min de 2,6 diterbutil fenol y 25 % max de la mezcla de di y tri terbutilfenol.
75 % min de di y tri isopropil fenol y 25 % max de la mezcla de di y tri terbutil fenol
72 % min de 2,4 dimetil 1,6 terbutilfenol y 28 % max de la mezxcla de monometil y dimetil terbutilfenol
(7) El colorante azul será esencialmente 1, 4 dialkil amino-antraquinona a una concentración máx. de 4.7 mg/gal; en el amarillo será p – dietil amino – azo benceno a una concentración máxima de 7.0 mg/gal.

Propiedad	Unidad	Método de prueba		Valor límite
				Mínimo	Máximo
Gravedad específica a 20/4 °C	Adimensional	Procedimiento para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad de petróleo crudo o productos de petróleo líquido por hidrómetro (ASTM D 1298, D 4052)		0.6850	0. 7200
Destilación el 10 % destila a: el 40 % destila a: el 50 % destila a: el 90 % destila a: Temp. Final de Ebullición	ºC ºC ºC ºC ºC	Destilación de productos de petróleo (ASTM D 86, ASTM D 7345)		Informar 50.0 75.0 115.0	Informar 55.0 85.0 130.0 190
Presión de Vapor	lb/pulg2 (kPa)	Presión de vapor (ASTM D 4953, ASTM D 5191)	Marzo a octubre	7.50 (51.70)	10.50 (72.40)
			Noviembre a febrero	7.50 (51.70)	11.50 (73.30)
Azufre Total	mg/kg ppm	Determinación de azufre total en hidrocarburos ligeros (ASTM D 5453, ASTM D 2622)		30	80
Corrosión al Cu, 3 horas a 50 °C	Adimensional	Detección de corrosión por cobre en productos de petróleo por la prueba de mancha de tira de cobre (ASTM D 130)			STD 1
Corrosión ferrosa	Adimensional	Formación de óxido en presencia de agua ASTM D 665			B+
Goma lavada	kg/m3 mg/100mL	Estabilidad de oxidación de gasolina–Método de periodo de inducción (ASTM D 525)		-	0.04 4
Periodo de inducción	minutos	Estabilidad de oxidación de gasolina–Método de periodo de inducción (ASTM D 525)		1000	-
Número de octano (RON)	Adimensional	Número de Octano Research de combustible para motores de encendido por chispa (ASTM D 2699)		95	-
Número de octano (MON)	Adimensional	Número de Octano Motor de combustibles para motores de encendido por chispa (ASTM D 2700)		Informar	-
Índice de octano (RON+MON)/2	Adimensional	Número de Octano Research de combustible para motores de encendido por chispa (ASTM D 2699) Número de Octano Motor de combustibles para motores de encendido por chispa (ASTM D 2700)		90	-
Aromáticos	% vol.	Tipos de hidrocarburos en productos líquidos de petróleo por absorción de indicador fluorescente (ASTM D 1319)			8.0
Olefinas	% vol.	Tipos de hidrocarburos en productos líquidos de petróleo por absorción de indicador fluorescente (ASTM D 1319)			15.0
Benceno	% vol.	Determinación de benceno y tolueno en gasolina terminada para uso en motores y aviación por cromatografía de gases (ASTM D 3606, D 5580)			0.5

OBLIGACIONES ADICIONALES:
(1) El GLP, por razones de seguridad, deberá ser odorizado conforme a lo establecido en las Normas aplicables, por ejemplo, National Fire Protection Association, NFPA 58 LP-Gas Code, 2010 Ed.
(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 37.8 °C no exceda de 1379 kPa (200 lb/pulg²)
(3) El GLP importado mediante ducto, buque tanque u otro medio de transporte terrestre, deberá ser una mezcla cuya composición contenga un mínimo de 90 % vol de propano y un máximo de 10 % vol de butano, de acuerdo a las características típicas del mercado internacional
4.3. Aditivos adicionales no especificados en esta Norma de Emergencia. Cuando se pretenda utilizar aditivos, incluyendo oxigenantes en las gasolinas, los cuales no estén establecidos en la presente Norma de Emergencia, el interesado deberá obtener previamente la autorización de la Comisión, y cumplir con las formalidades previstas en el Art. 49 de la LFMN y los correlativos de su Reglamento,
4.4. Está prohibida la adición a los petrolíferos de cualquier otra sustancia no prevista en las Tablas 1 a la 13, en la disposición 4.4, o que no esté autorizada por la Comisión conforme a lo establecido en la disposición 4.3 de la presente Norma de Emergencia.

5. Muestreo y medición de las especificaciones de los petrolíferos.

5.1. Responsabilidades en materia de muestreo y medición de las especificaciones de calidad de los petrolíferos.
La responsabilidad de la toma de muestras y determinación de las especificaciones de calidad recaen en:
a. Los productores
b. Los importadores
c. Los transportistas
d. Los almacenistas y distribuidores
e. El expendedor al público
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 destinado a su venta o entrega.
Se tomará una muestra por cada lote de producto final, a la cual se le determinarán las especificaciones de las Tablas 1 a la 13, según corresponda.
5.1.2. Los importadores serán responsables de la determinación de las especificaciones de calidad en el punto de internación al país o en las instalaciones donde se realice el cambio de propiedad o transferencia de custodia del producto.
El lote de producto importado debe contar con un informe de resultados en términos de la LFMN, en el cual haga constar que el petrolífero cumple de origen con las especificaciones establecidas en la presente Norma de Emergencia, así como con la descripción del lote y la ubicación del centro de producción o el lugar de origen del producto.
La toma de la muestra y el análisis de las especificaciones de calidad, indicadas en las Tablas 1 a la 13 de esta Norma de Emergencia, según el producto de que se trate, se harán previamente al cambio de propiedad o transferencia de custodia, para lo cual se debe prever lo siguiente:
a. En el supuesto de importarse petrolíferos por medio de buque tanque, el muestreo se hará en las instalaciones diseñadas para tal fin dentro de la embarcación, tomando las muestras por embarque conforme a las Normas aplicables.
b. En el caso de su importación por medio de carro tanque, auto tanque o semirremolque, se tomarán el mínimo de muestras necesario conforme a lo establecido en las Normas aplicables en materia de muestreo, de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote.
c. En relación a su importación por medio de ducto, el muestreo se realizará en las instalaciones de la estación de medición o en los tanques de almacenamiento de producto destinado a su venta o entrega.
5.1.3. Los transportistas realizarán la medición de la calidad en el punto donde reciban el producto en sus instalaciones o equipos y en el punto de entrega al usuario o usuario final. Lo anterior, sin perjuicio de que los Permisionarios, cuyos Sistemas se encuentren interconectados, formalicen protocolos de medición conjunta, conforme a lo establecido en el Art. 31 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
Los lotes de producto 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 de origen con las especificaciones establecidas en la presente Norma de Emergencia, así como con la descripción del lote y la ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto.
La toma de la muestra y el análisis de las especificaciones de calidad indicadas en las Tablas 1 a la 13 de esta Norma de Emergencia, según el producto de que se trate, se hará a la entrada de las instalaciones o equipos de dicho sistema, así como a la salida de los mismos, previamente al cambio de propiedad o transferencia de custodia, para lo cual se debe prever lo siguiente:
a. En el supuesto de transportarse petrolíferos por medio de buque tanque, el muestreo se hará en las instalaciones diseñadas para tal fin dentro de la embarcación, tomando las muestras por embarque conforme a las Normas aplicables.
b. En el caso de su transporte por medio de carro tanque, auto tanque o semirremolque, se tomarán el mínimo de muestras necesario conforme a lo establecido en las Normas aplicables en materia de muestreo, de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote.
c. En relación a su transporte por medio de ductos, el muestreo se realizará en el punto de inyección de las instalaciones o equipos de dicho sistema, así como en los puntos de extracción de los mismos.
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 realizar la medición del producto recibido y entregado en su instalación o Sistema. 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 Arts. 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 deberán 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 de origen con las especificaciones establecidas en la presente Norma de Emergencia, así como con la descripción del lote y la ubicación del centro de producción o el lugar de donde proviene el producto.
La toma de la muestra y el análisis de las especificaciones de calidad indicadas en las Tablas 1 a la 13 de esta Norma de Emergencia, según el producto de que se trate, se hará a la entrada de las instalaciones o equipos de dicho sistema, así como a la salida de los mismos, previamente al cambio de propiedad o transferencia de custodia, para lo cual se debe prever lo siguiente:
a. En el supuesto de recibirse o entregarse petrolíferos por medio de buque tanque, el muestreo se hará en las instalaciones diseñadas para tal fin dentro de la embarcación, tomando las muestras por embarque conforme a las Normas aplicables.
b. En el caso de su recibo o entrega por medio de carro tanque, auto tanque, semirremolque y vehículos de reparto, se tomarán el mínimo de muestras necesario conforme a lo establecido en las Normas aplicables en materia de muestreo, de una población de vehículos con producto proveniente del mismo lote.
c. En relación a su recibo o entrega por medio de ductos, el muestreo se realizará en el punto de inyección de las instalaciones o equipos de dicho sistema, así como en los puntos de extracción
de los mismos.
5.1.5. Con el objeto de garantizar la calidad de los petrolíferos en las actividades de expendio al público, la CRE podrá requerir a los permisionarios, de forma fundada y motivada, la información correspondiente para efectos de regulación.
5.1.6. En el caso específico de aquellos petrolíferos que provengan de sistemas pertenecientes o bajo la responsabilidad de la misma persona o razón social, 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.

5.2. Métodos de muestreo.
5.2.1. Para los efectos de obtener muestras representativas de los petrolíferos a que se refiere esta Norma de Emergencia, se deberá aplicar la versión vigente del método ASTM D 4057 Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products o aquel que la sustituya en caso de elegirse un muestreo manual; o en caso de elegir un muestreo automático, la versión vigente del método ASTM D4177 Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products o aquellos que los sustituyan.
5.2.2. 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 o aquellos que los sustituyan.
5.2.3. En lo no previsto por estos métodos, la toma de muestras se deberá realizar de acuerdo con lo establecido en las Normas aplicables.

6. Métodos de prueba
6.1. Para la determinación de las especificaciones de calidad establecidas en las Tablas 1 a la 13, de esta Norma de Emergencia, 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 esta Norma de Emergencia, deberán ser los correspondientes a la versión vigente o aquellos que los sustituyan.
6.3. Además de los métodos indicados en las Tablas 1 a la 13, se podrá hacer uso de los métodos que a continuación se citan, en lo conducente:
a) Aplicable al Gas Licuado de Petróleo:

Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence

ASTM D6667

b) Aplicable a los demás petrolíferos:

Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer Method)	ASTM D156
Standard Specification for Fuel Oils	ASTM D396
Standard Specification for Diesel Fuel Oils	ASTM D975
Standard Test Method for Kauri/Butanol Value of Hydrocarbon Solvents	ASTM D1133
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial Aliphatic Olefins by Electrometric Titration	ASTM D1159
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High-Temperature Method)	ASTM D1552
Standard Specification for Aviation Turbine Fuels	ASTM D1655
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer API Designation: Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS), Chapter 9.2	ASTM D1657
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin-Film Oven Test)	ASTM D1754
Standard Test Method for Volatility of Liquefied Petroleum (LP) Gases	ASTM D1837
Standard Test Method for Dryness of Propane (Valve Freeze Method)	ASTM D2713
Standard Test Method for Phosphorus in Gasoline	ASTM D3231
Standard Test Methods for Flash Point by Small Scale Closed Cup Tester	ASTM D3828
Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products	ASTM D4057
Standard Test Method for Free Water and Particulate Contamination in Distillate Fuels (Visual Inspection Procedures)	ASTM D4176
Standard Test Method for Electrical Conductivity of Liquid Hydrocarbons by Precision Meter	ASTM D4308
Standard Test Methods for Determination of Aluminum and Silicon in Fuel Oils by Ashing, Fusion, Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry, and Atomic Absorption Spectrometry	ASTM D5184
Standard Test Method for Vapor-Liquid Ratio Temperature Determination of Fuels (Evacuated Chamber Method)	ASTM D5188
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Automatic Method)	ASTM D5190
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method)	ASTM D5191
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate Method)	ASTM D5773
Standard Test Method for Determination of Oxygenates in Gasoline by Gas Chromatography and Oxygen Selective Flame Ionization Detection	ASTM D5599
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat-Inlet Chemiluminescence	ASTM D5762
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate Method)	ASTM D5773
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure Pulsing Method)	ASTM D5949
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency Reciprocating Rig (HFRR)	ASTM D6079
Standard Test Method for Determination of Olefin Content of Gasolines by Supercritical/Fluid Chromatography	ASTM D6550
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence	ASTM D6667
Análisis de referencia basado en la metodología Mid-IR (Mid-Infrarred) para la determinación del índice de octano, MON y RON.	---

7. Bibliografía.

Standard Test Method for Flash Point by Tag Closed Cup Tester	ASTM D56
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure	ASTM D86
Standard Test Method for Saybolt Viscosity	ASTM D88
Standard Test Methods for Flash Point by Pensky-Martens Closed Cup Tester	ASTM D93
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products	ASTM D97
Standard Test Method for Corrosiveness to Copper from Petroleum Products by Copper Strip Test	ASTM D130
Standard Test Method for Saybolt Color of Petroleum Products (Saybolt Chromometer Method)	ASTM D156
Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products	ASTM D189
Standard Test Method for API Gravity of Crude Petroleum and Petroleum Products (Hydrometer Method)	ASTM D287
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Reid Method)	ASTM D323
Standard Test Method for Gum Content in Fuels by Jet Evaporation	ASTM D381
Standard Specification for Fuel Oils	ASTM D396
Standard Test Method for Kinematic Viscosity of Transparent and Opaque Liquids (and the Calculation of Dynamic Viscosity)	ASTM D445
Standard Test Method for Ash from Petroleum Products	ASTM D482
Standard Test Method for Ramsbottom Carbon Residue of Petroleum Products	ASTM D524
Standard Test Method for Oxidation Stability of Gasoline (Induction Period Method)	ASTM D525
Standard Test Method for Cetane Number of Diesel Fuel Oil	ASTM D613
Standard Test Method for Rust-Preventing Characteristics of Inhibited Mineral Oil in the Presence of Water	ASTM D665
Standard Test Method for Oxidation Stability of Aviation Fuels (Potential Residue Method)	ASTM D873
Standard Test Method for Supercharge Rating of Spark-Ignition Aviation Gasoline	ASTM D909
Standard Specification for Leaded Aviation Gasolines	ASTM D910
Standard Specification for Diesel Fuel Oils	ASTM D975
Standard Test Method for Calculated Cetane Index of Distillate	ASTM D976
Standard Test Method for Acidity of Hydrocarbon Liquids and Their Distillation Residues	ASTM D1093
Standard Test Method for Water Reaction of Aviation Fuels	ASTM D1094
Standard Test Method for Kauri/Butanol Value of Hydrocarbon Solvents	ASTM D1133
Standard Test Method for Bromine Numbers of Petroleum Distillates and Commercial Aliphatic Olefins by Electrometric Titration	ASTM D1159
Standard Practice for Sampling Liquefied Petroleum (LP) Gases, Manual Method.	ASTM D1265
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (Lamp Method)	ASTM D1266
Standard Test Method for Gage Vapor Pressure of Liquefied Petroleum (LP) Gases (LP-Gas Method)	ASTM D1267
Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method	ASTM D1298
Standard Test Method for Hydrocarbon Types in Liquid Petroleum Products by Fluorescent Indicator Adsorption	ASTM D1319
Standard Test Method for Smoke Point of Kerosine and Aviation Turbine Fuel	ASTM D1322
Standard Test Method for ASTM Color of Petroleum Products (ASTM Color Scale)	ASTM D1500
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (High-Temperature Method)	ASTM D1552
Standard Specification for Aviation Turbine Fuels	ASTM D1655
Standard Test Method for Density or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer	ASTM D1657
Standard Test Method for Effect of Heat and Air on Asphaltic Materials (Thin-Film Oven Test)	ASTM D1754
Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)	ASTM D1796
Standard Specification for Liquefied Petroleum (LP) Gases	ASTM D1835
Standard Test Method for Volatility of Liquefied Petroleum (LP) Gases	ASTM D1837
Standard Test Method for Copper Strip Corrosion by Liquefied Petroleum (LP) Gases	ASTM D1838
Standard Test Method for Naphthalene Hydrocarbons in Aviation Turbine Fuels by Ultraviolet Spectrophotometry	ASTM D1840
Standard Test Method for Residues in Liquefied Petroleum (LP) Gases	ASTM D2158
Standard Practice for Conversion of Kinematic Viscosity to Saybolt Universal Viscosity or to Saybolt Furol Viscosity	ASTM D2161
Standard Test Method for Analysis of Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propene Concentrates by Gas Chromatography	ASTM D2163
Standard Test Method for Particulate Contaminant in Aviation Fuel by Line Sampling	ASTM D2276
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels	ASTM D2386
Standard Test Method for Color of Dyed Aviation Gasolines	ASTM D2392
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products	ASTM D2500
Standard Practice for Calculation of Certain Physical Properties of Liquefied Petroleum (LP) Gases from Compositional Analysis	ASTM D2598
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry	ASTM D2622
Standard Test Methods for Electrical Conductivity of Aviation and Distillate Fuels	ASTM D2624
Standard Test Method for Research Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel	ASTM D2699
Standard Test Method for Motor Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel	ASTM D2700
Standard Test Method for Water and Sediment in Middle Distillate Fuels by Centrifuge	ASTM D2709
Standard Test Method for Dryness of Propane (Valve Freeze Method)	ASTM D2713
Standard Test Method for Sulfur in Liquefied Petroleum Gases (Oxy-Hydrogen Burner or Lamp)	ASTM D2784
Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas Chromatography	ASTM D2887
Standard Test Method for (Thiol Mercaptan) Sulfur in Gasoline, Kerosine, Aviation Turbine, and Distillate Fuels (Potentiometric Method)	ASTM D3227
Standard Test Method for Total Nitrogen in Lubricating Oils and Fuel Oils by Modified Kjeldahl Method	ASTM D3228
Standard Test Method for Phosphorus in Gasoline	ASTM D3231
Standard Test Method for Thermal Oxidation Stability of Aviation Turbine Fuels (JFTOT Procedure)	ASTM D3241
Standard Test Method for Acidity in Aviation Turbine Fuel	ASTM D3242
Standard Test Method for n-Heptane Insolubles	ASTM D3279
Standard Test Method for estimation of net combustion of aviation fuels	ASTM D3338
Standard Test Method for Lead in Gasoline - Iodine Monochloride Method	ASTM D3341
Standard Test Method for Determination of Benzene and Toluene in Finished Motor and Aviation Gasoline by Gas Chromatography	ASTM D3606
Standard Test Methods for Flash Point by Small Scale Closed Cup Tester	ASTM D3828
Standard Test Method for Determining Water Separation Characteristics of Aviation Turbine Fuels by Portable Separometer	ASTM D3948
Standard Test Method for Density and Relative Density of Liquids by Digital Density Meter	ASTM D4052
Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products	ASTM D4057
Standard Test Method for Free Water and Particulate Contamination in Distillate Fuels (Visual Inspection Procedures)	ASTM D4176
Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products	ASTM D4177
Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry	ASTM D4294
Standard Test Method for Electrical Conductivity of Liquid Hydrocarbons by Precision Meter	ASTM D4308
Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry	ASTM D4468
Standard Test Method for Estimation of Net Heat of Combustion of Aviation Fuels	ASTM D4529
Standard Test Method for Calculated Cetane Index by Four Variable Equation	ASTM D4737
Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method)	ASTM D4809
Standard Specification for Automotive Spark-Ignition Engine Fuel	ASTM D4814
Standard Test Method for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, tertiary-Amyl Alcohol and C1 to C4 Alcohols in Gasoline by Gas Chromatography	ASTM D4815
Standard Test Method for Estimation of Net and Gross Heat of Combustion of Burner and Diesel Fuels	ASTM D4868
Standard Test Method for Qualitative Analysis for Active Sulfur Species in Fuels and Solvents (Doctor Test)	ASTM D4952
Standard Test Method for Vapor Pressure of Gasoline and Gasoline-Oxygenate Blends (Dry Method)	ASTM D4953
Standard Test Methods for Lead in Gasoline by X-Ray Spectroscopy	ASTM D5059
Standard Test Methods for Determination of Aluminum and Silicon in Fuel Oils by Ashing, Fusion, Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry, and Atomic Absorption Spectrometry	ASTM D5184
Standard Test Method for Determination of Aromatic Content and Polynuclear Aromatic Content of Diesel Fuels and Aviation Turbine Fuels by Supercritical Fluid Chromatography	ASTM D5186
Standard Test Method for Vapor-Liquid Ratio Temperature Determination of Fuels (Evacuated Chamber Method)	ASTM D5188
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Automatic Method)	ASTM D5190
Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Mini Method)	ASTM D5191
Standard Test Method for Particulate Contamination in Aviation Fuels by Laboratory Filtration	ASTM D5452
Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark Ignition Engine Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence	ASTM D5453
Standard Test Method for Vehicle Evaluation of Unleaded Automotive Spark/Ignition Engine Fuel for Intake Valve Deposit Formation	ASTM D5500
Standard Test Method for Determination of Benzene, Toluene, Ethylbenzene, p/m/ Xylene, o/Xylene, C9 and Heavier Aromatics, and Total Aromatics in Finished Gasoline by Gas Chromatography	ASTM D5580
Standard Test Method for Evaluating Unleaded Automotive Spark-Ignition Engine Fuel for Electronic Port Fuel Injector Fouling	ASTM D5598
Standard Test Method for Determination of Oxygenates in Gasoline by Gas Chromatography and Oxygen Selective Flame Ionization Detection	ASTM D5599
Standard Test Method for Nitrogen in Petroleum and Petroleum Products by Boat-Inlet Chemiluminescence	ASTM D5762
Standard Test Method for Cloud Point of Petroleum Products (Constant Cooling Rate Method)	ASTM D5773
Standard Test Method for Determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, Methanol, Ethanol and tert-Butanol in Gasoline by Infrared Spectroscopy	ASTM D5845
Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and Sodium in Crude Oils and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry	ASTM D5863
Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products (Automatic Pressure Pulsing Method)	ASTM D5949
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Phase Transition Method)	ASTM D5972
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency Reciprocating Rig (HFRR)	ASTM D6079
Standard Test Method for Determination of Benzene in Spark-Ignition Engine Fuels Using Mid Infrared Spectroscopy	ASTM D6277
Standard Test Method for Determination of Olefin Content of Gasolines by Supercritical/Fluid Chromatography	ASTM D6550
Standard Test Method for Determination of Total Volatile Sulfur in Gaseous Hydrocarbons and Liquefied Petroleum Gases by Ultraviolet Fluorescence	ASTM D6667
Standard Test Method for Sulfur in Gasoline and Diesel Fuel by Monochromatic Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry	ASTM D7039
Standard Test Method for Dynamic Viscosity and Density of Liquids by Stabinger Viscometer (and the Calculation of Kinematic Viscosity)	ASTM D7042
Standard Test Method for Flash Point by Modified Continuously Closed Cup (MCCCFP) Tester	ASTM D7094
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Laser Method)	ASTM D7153
Standard Test Method for Freezing Point of Aviation Fuels (Automatic Fiber Optical Method)	ASTM D7154
Standard Test Method for Sulfur in Automotive, Heating, and Jet Fuels by Monochromatic Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry	ASTM D7220
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products and Liquid Fuels at Atmospheric Pressure (Mini Method)	ASTM D7344
Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure (Micro Distillation Method)	ASTM D7345
Standard Test Method for Evaluating Lubricity of Diesel Fuels by the High-Frequency Reciprocating Rig (HFRR) by Visual Observation	ASTM D7688
Environmental Protection Agency, Code of Federal Regulations Title 40 Part 80 – Regulation of Fuels and Fuel Additives.
National Fire Protection Association, NFPA 58 LP-Gas Code, 2010 Ed.

8. Grado de concordancia con normas y lineamientos internacionales
A la fecha de su expedición, esta Norma de Emergencia no concuerda con otras normas o lineamientos internacionales.

9. Vigilancia de esta Norma
9.1. La vigilancia de la presente Norma de Emergencia estará a cargo de la Comisión Reguladora de Energía.
9.2. 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.
9.3. Lo anterior, 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.
9.4. El incumplimiento de esta Norma de Emergencia 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.

PRIMERO.- La presente Norma de Emergencia entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF.

México, Distrito Federal, a 7 de octubre de 2015.- El Presidente, Francisco J. Salazar Diez de Sollano.- Rúbrica.- Los Comisionados: Marcelino Madrigal Martínez, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez, Noé Navarrete González, Jesús Serrano Landeros, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbricas.

NOTAS:
Esta Norma de Emergencia publicada el 30/X/2015, modificada el 20/ I /2016(texto en color azul) y prórroga por 6 meses más mediante Acuerdo publicado el 29/IV/2016(Circular G-124/16), quedó cancelada, el 28 de octubre de 2016 (Circular G-276/16) (Art. SéptimoTransitorio de la NOM-016-CRE-2016)

Se recomienda leer:

La DGN de la SE, da a conocer el listado de los Laboratorios autorizados para acreditar el cumplimiento de esta NOM de emergencia (Circular G-130/16).