一、观察的数据指标
A. 四大基准原油与基本面绝对价格
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| A1 | WTI 原油期货价（CME，库欣 Cushing 交割） | CME 芝商所 | 日度/实时 | 四大基准原油（一级） | 北美基本面价格载体；流动性世界第一 | 20191119【1.3】、20191120【1.4】 |
| A2 | Brent 原油期货价（ICE） | ICE 洲际交易所 | 日度/实时 | 四大基准原油（一级） | 欧洲/跨大西洋基本面；过去承载整个西区市场 | 20191119【1.3】、20191120【1.4】 |
| A3 | Dubai 原油现货评估价 | 普氏（Platts）现货窗口 | 日度 | 四大基准原油 | 迪拜无期货，由普氏现货窗口报价机制定盘；代表东区基本面 | 20191119【1.3】、20191127【3.2】 |
| A4 | DME Oman 原油期货价 | DME 迪拜商交所 | 日度 | 四大基准原油 | 2011年推出，P 实货规格合约；与迪拜现货姐妹油种 | 20191119【1.3】、20191127【3.2】 |
| A5 | 上海原油期货 SC 价格（INE） | 上期所能源中心 | 日度/实时 | 四大基准原油 | 人民币计价，联动迪拜现货+运费；主力合约约 15 万手/日 | 20191119【1.3】、20191120【1.4】 |
| A6 | 四大基准原油同屏监控版面 | 金海讯/路透（Reuters）/彭博（Bloomberg） | 实时 | 全局观 | 建立全局观，价差分析优先于单一油价 | 20191120【1.4】 |
B. 三类核心价差（佘建跃分析框架的三板斧）
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| B1 | 跨期价差：WTI 首行-次行/首行-第3行/首行-第12行 | CME 远期曲线 | 日度 | 跨期价差（库存变化强度） | >0 为 Backwardation（供不应求）；<0 为 Contango（供大于求） | 20191204【3.7】、20191218【4.6】 |
| B2 | 跨期价差：Brent 首行-第3行（2个月价差） | ICE 远期曲线 | 日度 | 跨期价差 | 判断欧洲/西区供需强弱 | 20191218【4.6】 |
| B3 | 跨期价差：Dubai/Oman 首行-第3行 | 普氏/DME | 日度 | 跨期价差 | 判断东区供需强弱 | 20191218【4.6】 |
| B4 | 四大基准原油远期曲线（Forward Curve）整体形状 | 四大期交所 | 日度 | 跨期价差 | 近低远高=Contango；近高远低=Backwardation；远端收敛价=页岩油成本+正常利润 | 20191204【3.7】、20191213【4.4】 |
| B5 | 跨区价差：Brent-Dubai（交易工具 EFS） | 场外/普氏评估 | 日度 | 跨区价差（边际供给能力） | 历史区间 1-4 美元波动；上限≈运费+品质差，下限≈-运费+品质差 | 20191129【3.4】、20191209【3.9】 |
| B6 | 跨区价差：Brent-WTI | ICE/CME 期货联合 | 日度 | 跨区价差 | 跨大西洋套利阈值；各自平衡下为区间波动，历史最极端曾到 -28 美元 | 20191120【1.4】、20191202【3.5】 |
| B7 | 跨区价差：WTI-Dubai/Oman（新兴关联） | CME/DME | 日度 | 跨区价差 | 美国解除出口禁令后，该连线由虚线转实线；未来 WTI-SC 关联性亦将增强 | 20191119【1.3】 |
| B8 | 裂解价差：柴油（Diesel/Gasoil）-Brent | ICE Gasoil / NYMEX ULSD | 日度 | 裂解价差（需求强度） | 主产品裂解价差，与原油价格同步性最强；“柴油好，原油才好” | 20191203【3.6】、20191219【4.7】 |
| B9 | 裂解价差：汽油（RBOB）-WTI | NYMEX | 日度 | 裂解价差 | 主产品但因调和/工艺路径关联弱；美国汽油消费反映生活水平；旺季不旺为结构性宿命 | 20191203【3.6】、20191219【4.7】 |
| B10 | 裂解价差：高硫燃料油（HSFO）-Brent | 普氏/场外 | 日度 | 裂解价差 | 副产品裂解价差，与柴油裂解价差呈负相关；IMO2020 后受重创 | 20191203【3.6】、20191206【3.8】 |
| B11 | 裂解价差：低硫燃料油（0.5%）-Brent | 普氏/场外 | 日度 | 裂解价差 | IMO2020 新规后新兴定价维度 | 20191206【3.8】、20191217【4.5】 |
| B12 | 裂解价差：石脑油（Naphtha）-Brent | 普氏 | 日度 | 裂解价差 | 凝析油升贴水的核心影响因子；有季节性（夏弱冬强，受液化气竞争） | 20191206【3.8】 |
| B13 | 高硫-低硫燃料油价差（3.5% vs 0.5%） | 普氏 | 日度 | 裂解价差衍生 | IMO2020 后新增关键维度；影响原油品质差定价 | 20191206【3.8】、20191217【4.5】 |
C. 实物原油升贴水（Differential）
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| C1 | ESPO（俄罗斯远东原油）vs Dubai 升贴水 | 普氏/招标报价 | 月度 | 升贴水 | 与 EFS 高度正相关（略滞后） | 20191209【3.9】 |
| C2 | Cabinda（安哥拉卡宾达）vs Brent 升贴水 | 普氏 | 月度 | 升贴水 | 与 EFS 反向相关（东弱西强时贴水走弱） | 20191209【3.9】 |
| C3 | 沙特原油 OSP 升贴水（对亚洲、欧洲、美国分别定价） | 沙特阿美月度公告 | 月度 | 升贴水 | 沙特月度定价反映其对各区市场判断 | 20191127【3.2】 |
| C4 | 阿曼原油 MOG（Marketing Oman Crude）定价 | DME 结算价全月均 + 普氏迪拜全月均 | 月度 | 升贴水 | 沙特原油计价公式的两大组成之一 | 20191127【3.2】 |
D. 供需平衡表与产量数据
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| D1 | IEA（国际能源署）月报供需平衡表 | IEA 官网 | 月度 | 宏观基本面 | 消费国视角（含 OECD 库存） | 20191115【1.1】 |
| D2 | EIA（美国能源信息署）月报 STEO + 周报 | EIA 官网（Table 2 供需平衡） | 月/周 | 宏观基本面 | 消费国视角；含剩余产能、全球库存变化 | 20191115【1.1】、20191212【4.3】 |
| D3 | OPEC 月度市场报告（MOMR） | OPEC 秘书处 | 月度 | 宏观基本面 | 产油国视角；核心指标 OPEC Call | 20191115【1.1】 |
| D4 | OPEC Call（对欧佩克的产量需求） | OPEC 月报计算：全球需求-非 OPEC 产量-OPEC NGL | 月度 | 宏观基本面 | 实际产量 > OPEC Call → 过剩；反之短缺 | 20191115【1.1】 |
| D5 | 全球剩余产能（Spare Capacity，EIA 定义） | EIA | 月度 | 宏观基本面 | ”三个月内启动并持续供应超九个月的产能”；与五年均值比较 | 20191115【1.1】 |
| D6 | 美国原油产量（Crude Oil，含 Condensate） | EIA 周报 | 周度 | 三巨头供给 | 2019 年约 1230 万桶/日，世界第一 | 20191115【1.1】、20191212【4.3】 |
| D7 | 美国 NGL（天然气液体）产量 | EIA | 周/月 | 三巨头供给 | 2019 年约 450 万桶/日；总石油液体产出 1650-1680 万桶/日 | 20191212【4.3】 |
| D8 | 沙特原油产量 | OPEC/二手数据/JODI | 月度 | 三巨头供给 | 2019 年基线 980 万桶/日，极限 1100 万桶/日（释放约 100 万桶剩余产能） | 20191115【1.1】、20191212【4.3】 |
| D9 | 俄罗斯原油产量 | CDU TEK / IEA | 月度 | 三巨头供给 | 约 1000-1100 万桶/日；跨东西市场的”供应选摆者” | 20191125【2.2】 |
| D10 | 伊朗原油出口量 | 船期追踪（Kpler/Vortexa）/ OPEC 月报 | 月度 | OPEC 内结构 | 制裁前约 110 万桶/日，制裁后降至 60 万桶/日；断供-50 万桶/日 | 20191115【1.1】、20191218【4.6】 |
| D11 | 委内瑞拉原油产量 | OPEC 月报 | 月度 | OPEC 内结构 | 约 70 万桶/日；受制裁持续萎缩 | 20191115【1.1】、20191218【4.6】 |
| D12 | 美国活跃钻机数（Active Rig Count） | Baker Hughes 周报 | 周度 | 页岩油监控 | 高峰 2000 台，2014 年底 400 台，2019 年约 1000 台；需与单井效率结合看 | 20191212【4.3】 |
| D13 | 美国页岩油产量年增长（以大庆油田为尺） | EIA | 月度 | 页岩油监控 | 2010-2014 年约 150 万桶/日（= 1.5 个大庆） | 20191212【4.3】 |
| D14 | 美国原油净进口量 | EIA 周报 Table 2 | 周度 | 美国石油独立 | 70-100 多万桶/日；扣除加拿大 350 万桶进口后北美净出口 250-300 万桶/日 | 20191212【4.3】 |
| D15 | 中国石油产量（上游保底目标） | Wind/CNPC/统计局 | 月度 | 亚太失衡 | 保底目标约 2 亿吨/年（200 万桶/日量级），低油价时降至 1.6-1.8 亿吨 | 20191125【2.2】 |
| D16 | 中国石油需求增量占全球增量比 | IEA/EIA | 年度 | 亚太失衡 | 历史峰值 2/3，当前约 1/3；中美印三国占全球需求增量约 70% | 20191125【2.2】 |
E. 库存指标
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| E1 | 美国原油商业总库存 | EIA 周报 | 周度 | 库存监控 | 反季节上升往往因炼厂检修超长所致 | 20191219【4.7】 |
| E2 | 库欣（Cushing, OK）库存 | EIA 周报 | 周度 | 库存监控 | WTI 交割库；与 Brent-WTI 价差直接关联；不增则价差难扩大 | 20191120【1.4】、20191219【4.7】 |
| E3 | 美国汽油库存 | EIA 周报 | 周度 | 库存监控 | 消费旺季关键；2019 年 Q2 处于五年低位 | 20191219【4.7】 |
| E4 | 美国柴油/馏分油库存 | EIA 周报 | 周度 | 库存监控 | 秋季旺季前关键 | 20191219【4.7】 |
| E5 | OECD 商业石油库存（成品+原油） | IEA 月报 | 月度 | 库存监控 | EIA/IEA 平衡表核心 | 20191115【1.1】 |
| E6 | API 周度库存（原油/汽油/馏分油） | American Petroleum Institute | 周度 | 库存监控 | 早于 EIA 数据发布，市场前瞻参考 | 20191128【3.3】（暗指） |
| E7 | 炼厂开工率（Refinery Utilization） | EIA 周报 | 周度 | 需求监控 | 春/秋检修季节性；2019 年春检异常延长（IMO2020 升级） | 20191218【4.6】、20191219【4.7】 |
F. 运输与物流成本
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| F1 | VLCC（25万吨级超级油轮）运费 TCE/WS 点数 | Clarksons/Baltic Exchange | 日/周 | 跨区套利阈值 | 运费决定跨区价差波动幅度；燃油成本涨→运费涨 | 20191126【3.1】、20191129【3.4】 |
| F2 | 管道运输成本（二叠纪→库欣、库欣→休斯顿） | 行业报告/管道公司公告 | 事件驱动 | 美国内陆物流 | 每段约 3 美元/桶；绕道 6 美元/桶；决定 Brent-WTI 价差下限 | 20191202【3.5】 |
| F3 | 加拿大→海边铁路+汽车运费 | 行业报告 | 事件驱动 | 极端物流成本 | 历史最贵曾到 28 美元/桶（对应 WTI-Brent -28 美元） | 20191202【3.5】 |
| F4 | 美国原油出口能力（港口+管道） | EIA/行业公告 | 事件驱动 | 物流瓶颈 | 出口已顶瓶颈；需 WTI-Brent 继续扩宽 + 新管线投产才能增 | 20191219【4.7】 |
| F5 | 新建管线投产进度（二叠纪→休斯顿） | EIA/公司公告 | 事件驱动 | 物流瓶颈 | 每次管线投产伴随 Brent-WTI 价差快速回归 | 20191202【3.5】、20191218【4.6】 |
| F6 | 原油浮仓（Floating Storage）租船成本 | Clarksons/船舶追踪 | 周度 | 跨期价差上限 | Contango 极深时 = 资金成本+船租/30×天数；是供过于求的终极吸收 | 20191204【3.7】 |
G. 宏观金融指标
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| G1 | 美元指数（DXY） | ICE | 实时 | 费雪三元关系 | 过去与油价负相关，G20 时代规律已弱化 | 20191211【4.2】 |
| G2 | 美元利率远期曲线（联邦基金+1/5/10/20 年国债） | CME FedWatch / FRED | 日度 | 货币市场结构 | 利率 Contango = 货币供不应求；Backwardation = 严重供过于求 | 20191211【4.2】 |
| G3 | 美国核心通胀指标 PCE（原文简写 PPC） | BEA | 月度 | 通胀传导 | 美联储当前更关注 PCE 而非 CPI | 20191211【4.2】 |
| G4 | CPI（消费者物价指数） | BLS | 月度 | 通胀传导 | 油价=通胀先行指标 | 20191211【4.2】 |
| G5 | 十年期 TIPS（通胀保值债券）收益率 | FRED | 日度 | 通胀对冲 | 与油价正相关 | 20191211【4.2】 |
| G6 | 全球 GDP 增长率（IMF/世界银行） | IMF WEO / World Bank | 季度/年度 | 长期需求公式 | 佘氏公式：GDP 增长% ÷ 2 × 100 = 石油需求年增长（万桶/日） | 20191210【4.1】 |
| G7 | 全球人口增长率 | UN World Population | 年度 | 长期需求 | OPEC 长期油价乐观基础 | 20191210【4.1】 |
| G8 | 全球上游石油投资（CAPEX） | IEA World Energy Investment | 年度 | 长期供给 | 2014 年峰值，2016 年见底；投资周期滞后产量 | 20191210【4.1】 |
H. 持仓与资金流
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| H1 | CFTC 非商业性（对冲基金/投机）持仓 | CFTC COT 周报 | 周度（每周五） | 资金行为 | 累积过度多头易引发阶段性踩踏 | 20191219【4.7】 |
| H2 | CFTC 商业性（套保）持仓 | CFTC COT 周报 | 周度 | 套保行为 | 页岩油独立公司是最大上游套保群体；大公司（埃克森/雪佛龙）不做上游套保 | 20191210【4.1】、20191219【4.7】 |
I. 能源结构与长期数据
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| I1 | BP 世界能源统计年鉴（Statistical Review） | BP | 年度 | 全球能源地缘 | 最全面免费报告；提供 6 大分区供需图 | 20191118【1.2】、20191119【1.3】 |
| I2 | 三大化石能源储采比（石油/天然气/煤炭） | BP 年鉴 | 年度 | 能源相对稀缺 | 石油 R/P 最低（最好地区未超 90 年） | 20191125【2.2】 |
| I3 | 一次能源消费结构（石油/气/煤/新能源占比） | BP 年鉴 | 年度 | 能源转型 | 化石能源总量 85%；新能源基数小 | 20191118【1.2】 |
| I4 | 原油 API 度（基准油品质） | 普氏/油种资料 | 静态 | 原油品质 | API>10 浮水面，<10 沉底；轻油高，重油低 | 20191126【3.1】 |
| I5 | 原油硫含量（质量百分比） | 普氏/油种资料 | 静态 | 原油品质 | sweet（低硫）vs sour（高硫） | 20191126【3.1】 |
J. 事件型/地缘指标（需定性跟踪）
| # | 指标名称 | 数据源 | 观测频率 | 所属框架 | 触发含义 | 引用文件 |
|---|
| J1 | IMO 2020 船燃新规执行进度（高硫禁用、洗涤塔装机） | IMO 官网/DNV/行业追踪 | 事件驱动 | 结构性利好 | 2020/1/1 起未装洗涤塔禁烧 3.5% 高硫；三路径 1/3:1/3:1/3 分摊 | 20191217【4.5】 |
| J2 | 霍尔木兹海峡通行状态 | 路透/船舶追踪 | 事件驱动 | 地缘风险 | ”乱而不断”原则；100 万桶/日断供可承受，200 万桶/日不可承受 | 20191218【4.6】 |
| J3 | OPEC+ 减产协议履约率（沙特超/欠额） | OPEC 月报/二手数据 | 月度 | 供给博弈 | 沙特 100% 履约 = 1030 万桶/日；实际 980 则多减 50 万 | 20191115【1.1】 |
| J4 | 全球 19 次历史断供事件量化（OEO Price 网站） | OEO Price.org（美国学者整理） | 静态 | 断供冲击 | 断供 100 万桶/日油价可涨 50%（到 100 美元） | 20191218【4.6】 |
| J5 | 沙特阿美 IPO 进度与估值 | 交易所公告/媒体 | 事件驱动 | 沙特策略 | 储量换收入策略，从”产量换收入”转型 | 20191212【4.3】 |
二、关注的人物 / 观点领袖
- 丘吉尔：一战石油战略奠基人，英国海军改用石油动力（历史案例）
- 哈伯特（M. King Hubbert）：壳牌首席地质师，提出”钟形曲线”理论，预测美国产量 1970 年见顶
- 洛克菲勒：标准石油创始人，确立 42 加仑/桶体积计量标准
- 李辉（中化集团总，调任中海油）：2012 年 PPT 提出”期货先行”贸易模式，是佘建跃研究油价的关键触发点
- 付鹏：讲师明确引用其”全球经济循环分工”图示（发达国-发展中国-产油国-美债回流）
- 索罗斯：讲师崇拜其”反身性”理论（做套利的同时消灭套利机会）
- 陈志武、张维迎、张五常、曼昆：讲师长期阅读的经济学家
- 高盛能源研究团队：讲师多次引用（油罐满时 15 美元极值、船燃 100 万辆车排放、远期曲线成本模型）
- 王峰（机械工业出版社编辑）：促成《油价的逻辑》成书
三、关注的数据平台 / 网站 / 报告来源
| 平台/机构 | 用途 |
|---|
| IEA（国际能源署） | 消费国视角月报、WEI 投资年报、OECD 库存 |
| EIA（美国能源信息署） | STEO 月报 + 周报（Table 2 供需平衡、库存、产量、进出口） |
| OPEC 秘书处 | MOMR 月报（OPEC Call、产量细节、成员国配额） |
| BP Statistical Review | 全球能源结构、六大分区供需、储采比（免费、最全面） |
| CFTC | COT 持仓周报（商业/非商业） |
| Baker Hughes | 美国活跃钻机数周报 |
| API（American Petroleum Institute） | 周度原油+成品油库存（早于 EIA） |
| 普氏（S&P Global Platts） | 欧洲/中东原油+成品油现货评估、现货窗口 |
| 阿格斯（Argus） | 北美原油+成品油评估 |
| CME 芝商所 | WTI 期货、远期曲线 |
| ICE 洲际交易所 | Brent、Gasoil 期货 |
| DME 迪拜商交所 | Oman 原油期货 |
| INE 上期所能源中心 | SC 上海原油期货 |
| 金海讯 / 路透（Reuters） / 彭博（Bloomberg） | 四大基准原油同屏实时监控版面 |
| IMF / 世界银行 | 全球 GDP 预测（供长期需求公式用） |
| OEOPrice.com | 美国学者整理的 19 次历史断供事件数据库 |
| IMO（国际海事组织） | 2020 船燃新规执行进度 |
| Clarksons / Baltic Exchange | VLCC 运费、浮仓船租 |
四、主要分析框架（简述）
1. “油价分析三板斧”：三类价差 × 三要素 对应模型
| 基本面要素 | 对应价差 | 机理 |
|---|
| 供应-需求=库存 的库存变化强度 | 跨期价差（Contango/Backwardation） | 远期曲线形态即可判断供需；正套/反套的反馈机制决定库存动态 |
| 需求强度 | 裂解价差 | 产品-原料价差；主产品（柴油）强 = 需求强；副产品（燃油）规律相反 |
| 边际供给能力 | 跨区价差 | 地区间套利是边际供给；各自平衡 → 区间波动；失衡 → 趋势 |
核心公式：
轻油收率 × 轻油裂解价差 + 燃料油收率 × 燃料油裂解价差 = 升贴水 + 费用 + 毛利跨区价差上限 = +运费 + 品质差；跨区价差下限 = -运费 + 品质差- 石油长期需求：
全球 GDP 增长% ÷ 2 × 100 = 石油需求年增长（万桶/日）
2. 三层定价市场分工模型
- 期货市场（WTI/Brent/Oman/SC）产生绝对价格
- 现货市场通过价差交易（如 Brent-Dubai EFS）产生相对价格
- 第三方评估机构（普氏/阿格斯）定盘
实货原油公式定价 = 基准原油 + 计价期全月均 + 升贴水（品质差 + 时间价值）。
3. 期货升贴水三维视角
- X 轴时间，Y 轴价格，垂直 Z 轴为远期曲线（Forward Curve）。
- Contango（近低远高）= 供大于求 → 正套囤库；Backwardation（近高远低）= 供不应求 → 反套去库。
- 远期曲线远端收敛点 = 页岩油平均成本 + 正常利润（2019 年约 51-53 美元/桶）。
4. 宏观供给博弈三巨头模型
美国（页岩油新兴）× 沙特（传统剩余产能）× 俄罗斯（东西选摆者）= 全球 1/3 供给。
沙特战略从”产量换收入”转向”储量换收入”（阿美 IPO 逻辑）。
5. 货币-商品-资产三元费雪公式
MV = PQ 扩展为货币→商品+资产双通道。油价=通胀先行指标；PCE/TIPS 正相关。
“石油美元”向”美元石油”转变（美国成为净出口国后，油价上涨可能支持美元）。
6. 地缘政治”乱而不断”原则
- 可以乱，但不能断供（霍尔木兹封锁全球灾难）
- 100 万桶/日断供可承受，200 万桶/日不可承受
- 石油的政治属性根植于基本面（储量集中+地缘失衡）
7. 东西两区套利对称性模型
- 东区（亚太+中东+非洲）互补失衡但内部可消化
- 西区（北美+欧洲+南美）跨大西洋各自平衡
- Brent-Dubai 价差受”各自平衡”约束，呈区间波动（历史 1-4 美元）
- Brent-WTI 价差 2009 年前为地板模型，2014 年后回归区间波动
8. 炼油工业主副产品定价规律
- 主产品 vs 副产品判断标准：使用功能能否被原料替代
- 主产品裂解价差 × 副产品裂解价差 必然负相关
- 因果：“柴油好，原油才好”（柴油主产品+离原油最近）
五、未覆盖或模糊项
- 具体数据平台的订阅/获取方式：文中多次引用 EIA/IEA/OPEC 月报、CFTC 持仓、普氏评估，但未指明 API 接口、数据终端（Argus Media/Platts JKM Terminal）、具体路透/彭博页码代码。
- 历史断供数据库 OEOPrice.com 引用模糊（“OEO Price 网站美国学者”），实际可能是 oilprice.com 或 Robert Rapier/Daniel Yergin 等学者整理的表格，需进一步核实。
- 美元指数失效的量化替代指标：讲师指出 G8 美元指数失效，但未给出 G20 加权指数或其他替代（如贸易加权美元、BIS Broad Dollar Index）。
- 页岩油单井成本的实时跟踪指标：提到”远期曲线远端 = 页岩油成本+正常利润”是反推方法，但未给出 Rystad/Enverus 等细分井口盈亏平衡数据的直接来源。
- 裂解价差比值与收率反比关系的具体数值：规律给出，但未给某炼厂典型收率数据（如沙特 Arab Light 的 API 度、硫含量、分馏收率）。
- 俄罗斯 ESPO / 安哥拉 Cabinda 等现货升贴水的具体报价点：文中多次以升贴水举例，但未说明是普氏 Dated Asia 还是 Argus Angola Monthly。
- 沙特财政平衡油价的口径（约 80 美元/桶）：数据点给出但未引具体来源（通常来自 IMF Middle East REO）。
- 中国 SC 上海原油期货交割库明细：提到”湛江到大连 5-6 个交割点”但未枚举。
- 日常实时跟踪的交易者屏幕布局：提到”金海讯、路透、蓬勃四大基准同屏”，但未给具体页面代码（如 Reuters RIC、Bloomberg Tickers）。
- IEA/EIA/OPEC 三大机构差异对比量表：佘建跃在第 1.1 课明确三家视角不同（IEA 偏 OECD、EIA 偏美国、OPEC 偏产油国），但未给出三家历史预测偏差对比的系统化指标。
- IMO 2020 执行后的实时船舶改装进度（洗涤塔装机量）：未给具体跟踪机构（通常为 DNV GL / IHS Markit）。
时点说明：本清单所有口径均为 2019 年 11-12 月佘建跃大师课录制时的世界认知。当时背景：美国原油产量 1230 万桶/日、沙特产量 980 万桶/日、IMO 2020 船燃新规即将实施、Brent-WTI 倒挂约 -9 美元、远期曲线远端约 51-53 美元/桶。2020 年 4 月 WTI 负油价、2022 年俄乌冲突等后续事件均在此素材之后，不在本清单覆盖范围。Mentor Agent 引用时必须说明这是 2019 年底的判断框架，而非实时观点。