Ángel Cabrera

Master of Arts, Harvard University

Magíster e Ingeniero Comercial, Pontificia Universidad Católica de Chile

Socio Senior de FORECAST Consultores

Corte de información: 14-10-26, 14:33:37, Santiago de Chile (UTC−3). Precios de futuros: cierre completo del 13-10-26. Comparaciones: 7-10-26 (seis días, reconstrucción D) y 11-9-26 (32 días). Las series oficiales mantienen sus fechas efectivas: WTI spot 6-10; inventarios estadounidenses 2-10; diésel minorista de EE.UU. 12-10; tránsito de buques 11-10. Los vintages mensuales se identifican en cada sección.

Edición de seguimiento: rebote del crudo y persistencia de la tensión en destilados.

1. Resumen ejecutivo

• El futuro próximo del WTI (West Texas Intermediate), noviembre de 2026, cerró en US$94,14/barril. Aumentó 6,6% frente al 7 de octubre, referencia de seis días reconstruida desde el boletín CME. [S1–S2]

• La backwardation —precios cercanos superiores a los lejanos— volvió a ampliarse: M1−M12 pasó de US$10,28 a US$12,27/barril. Sigue siendo mucho menor que los US$26,39 del 11 de septiembre; la comparación mensual por horizonte incorpora un cambio de contrato. [S1–S2, S14]

• La presión sobre productos refinados sigue diferenciándose de la del crudo. Los cracks de futuros alcanzaron US$113,10/barril en EE.UU. y US$89,14 en Europa; sus medias de cinco sesiones fueron US$108,87 y US$86,18, respectivamente. [S8]

• Los inventarios comerciales estadounidenses de crudo descendieron 3,186 mn de barriles en la semana terminada el 2 de octubre. La U.S. Energy Information Administration (EIA) los sitúa aproximadamente 1% sobre la media estacional de cinco años; los destilados, en cambio, permanecen alrededor de 12% por debajo. [S4]

• El diagnóstico central es de tensión de disponibilidad y refinación, no de escasez uniforme en todos los segmentos. Una mejora persistente exige confirmar entregas, inventarios y actividad de refinerías; un descenso aislado del precio no basta para identificar normalización.

2. Niveles de referencia de la curva

Cuadro 1. WTI: cierre actual, referencia semanal y referencia mensual

Referencia	Contrato actual	13-10-26	7-10-26*	11-9-26	Cambio vs 7-10	Cambio vs 11-9
WTI continuo	CL.1	94,14	88,28	100,05	+5,86 (+6,6%)	-5,91 (-5,9%)
Front-month M1	Nov-26	94,14	88,28	100,05	+5,86 (+6,6%)	-5,91 (-5,9%)
M3	Ene-27	92,23	86,84	91,43	+5,39 (+6,2%)	+0,80 (+0,9%)
M6	Abr-27	88,91	84,07	82,20	+4,84 (+5,8%)	+6,71 (+8,2%)
M12	Oct-27	81,87	78,00	73,66	+3,87 (+5,0%)	+8,21 (+11,1%)

Fuente: CME Group, cierres públicos por contrato y base histórica del proyecto. [S1–S2, S14] Precios en US$/barril. * El 7-10 se reconstruye como settlement del 8-10 menos su cambio diario (calidad D); la referencia cubre seis días. M3/M6/M12 son el tercer/sexto/duodécimo contrato de la cadena, no plazos constantes de 90/180/365 días. Las tres fechas coinciden exactamente con el Gráfico 1. El WTI continuo no es el spot en Cushing.

3. Evolución de la curva de futuros

Gráfico 1. Curva de futuros del WTI: 13-10-26, 7-10-26 y 11-9-26

Fuente: CME Group; precios públicos por contrato; base canónica. [S1–S2, S14] Cierres actuales: calidad B. Referencia 7-10: reconstrucción D. Comparación por vencimiento relativo; no se mezclan precios intradía con cierres.

El repunte fue más intenso en el extremo próximo que en los contratos lejanos: M1 subió US$5,86/barril y M12, US$3,87. Por ello, M1−M12 aumentó US$1,99, hasta US$12,27. Los spreads M1−M3 y M1−M6 se situaron en US$1,91 y US$5,23. El promedio simple de los doce contratos fue US$88,21; la pendiente media entre contratos consecutivos, −US$1,12/barril por mes de vencimiento. Cálculos propios sobre [S1–S2].

Frente al 11 de septiembre, la caída de 5,9% del front-month relativo combina variación de precios y renovación del contrato próximo. Comparando el mismo noviembre de 2026, el descenso es 1,9%: de US$95,94 a US$94,14. La menor inversión mensual sigue siendo visible, pero no debe interpretarse toda la variación relativa como rentabilidad de un contrato fijo. El precio M12 tampoco constituye por sí solo una previsión puntual del precio spot futuro.

4. Evolución diaria del precio WTI

Gráfico 2. WTI spot en Cushing: doce meses móviles al 6-10-26

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA), serie DCOILWTICO/RWTCD. [S3] Ventana efectiva 6-10-25 a 6-10-26; 250 observaciones. Último dato: US$96,24/barril. No se interpolan fines de semana, feriados ni días sin publicación. La serie spot no se empalma con el futuro continuo.

La trayectoria diaria permite distinguir el nivel persistente de precios de la volatilidad de corto plazo. Su fecha final es anterior al cierre utilizado para la curva: el desfase proviene de la publicación oficial, no de una sincronización artificial. Por ese motivo, no se atribuye a la diferencia entre US$96,24 spot y US$94,14 de futuros una señal contemporánea de arbitraje o de pendiente. [S2–S3]

5. Inventarios comerciales de crudo en Estados Unidos

Gráfico 3. Crudo comercial de EE.UU.: nivel y referencia estacional de cinco años

Fuente: EIA, inventarios comerciales excluida la Strategic Petroleum Reserve (SPR). [S4, S14] Ventana: 3-10-25 a 2-10-26. Promedio y banda histórica: referencias de cinco semanas comparables preservadas en la base, verificadas hasta 4-9-26. La banda no se prolonga sobre las cuatro semanas posteriores sin valores verificables; no se imputan mínimos, máximos ni promedios.

El stock cayó desde 427,320 a 424,134 mn de barriles, una reducción semanal de 3,186 mn. La EIA lo ubica aproximadamente 1% sobre su promedio de cinco años para esta época; esa comparación redondeada no permite reconstruir con precisión el promedio ni los extremos del rango histórico. La señal es de reducción de existencias, pero no de un nivel excepcionalmente bajo de crudo en Estados Unidos. [S4]

El contraste con los destilados es material: 105,138 mn de barriles, una baja semanal de 0,042 mn y un nivel aproximadamente 12% inferior al promedio estacional. La utilización de refinerías fue 92,7%. La coexistencia de crudo relativamente holgado y producto escaso es compatible con tensiones de refino, mezcla de productos y logística; por sí sola no identifica cuál de esos mecanismos domina. Datos efectivos al 2-10-26, publicados el 7-10. [S4]

5.1 Inventarios globales y OCDE — IEA

OMR: publicación 14-10-26 / observación septiembre de 2026. MOS: publicación 14-10-26 / cobertura anunciada hasta julio de 2026; el detalle regional de esa edición no está incorporado. IEA = International Energy Agency; OCDE = Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos; OMR = Oil Market Report; MOS = Monthly Oil Statistics. [S5–S6]

Cuadro 2. Inventarios globales: señal de septiembre de 2026

Variable	Cambio mensual (mn barriles)	Cobertura
Inventarios globales observados	−10	Total publicado
Inventarios en tierra	−113	Localización
Petróleo en tránsito	+103	Localización
Inventarios OCDE	−37	Agrupación regional
Crudo no-OCDE	−76	Región/producto; no todos los refinados

Fuente: resumen abierto IEA OMR de octubre. [S5] Tierra y tránsito suman el cambio global. La apertura regional no es una descomposición adicional que deba sumarse al total; “crudo no-OCDE” no equivale a todos los inventarios no-OCDE.

Gráfico 4. Inventarios OCDE por región: referencia histórica de diciembre de 2025

Fuente: referencia regional conservada en la base canónica IEA, vintage febrero de 2026. [S14] Este gráfico no representa julio de 2026 ni una actualización del MOS regional. La desagregación actual no está disponible en esta edición.

Gráfico 5. Variaciones globales mensuales: lectura descriptiva, no z-score

Fuente: sucesivas ediciones abiertas IEA OMR, conservadas por vintage en la base canónica. [S5, S14] Marzo–septiembre de 2026. Los valores de meses anteriores no se presentan como una serie revisada homogénea a octubre. La variación global es descriptiva; no se publica un z-score formal con esta muestra.

La variación global reducida oculta movimientos de signo opuesto entre tierra y tránsito. El petróleo transportado contribuye al stock observado, pero no sustituye de inmediato la disponibilidad local para refinación o consumo. Esta distinción es relevante para interpretar una mejora del agregado sin inferir automáticamente mayor holgura de entrega.

No se estiman anomalías regionales: el detalle disponible no contiene una historia mensual homogénea de al menos 24 observaciones. “No estimable” no significa “sin anomalías”. Los umbrales de vigilancia (|z| entre 1,5 y 2,0) y anomalía formal (|z| ≥ 2,0) sólo se aplican cuando la base cumple ese requisito.

Estado del módulo: señal global actualizada; referencia regional histórica identificada; z-scores no estimados. Anexo mensual IEA: no incluido por falta de detalle regional verificable en esta edición.

5.2 Mercado de destilados: diésel/gasóleo y crack spreads

El crack spread mide la diferencia entre el valor por barril de un destilado y su crudo de referencia. La señal estadounidense utiliza Heating Oil/Ultra-Low Sulfur Diesel (ULSD); la europea, Low Sulphur Gasoil. Se separan el benchmark físico mensual de la Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) y la señal diaria de futuros.

Cuadro 3. Destilados: precios, spreads y condiciones físicas

Indicador	Estados Unidos	Europa
Diésel minorista, con impuestos	US$6,179/galón 12-10-26; −0,020 semanal	€2,149/litro 5-10-26; −0,088 semanal
Destilado front-month Cierre 13-10-26	ULSD: US$4,9344/galón HOX26 (noviembre)	Gasóleo: US$1.451,50/t LGOX26 (noviembre)
Crudo de referencia Cierre 13-10-26	WTI: US$94,14/barril CLX26 (noviembre)	Brent: US$105,69/barril LCOZ26 (diciembre)
Crack de futuros US$/barril	113,10 +7,23 vs 7-10	89,14 +4,78 vs 7-10
Media móvil de 5 sesiones US$/barril	108,87	86,18
Inventarios de destilados	105,138 mn de barriles 2-10-26; −0,042 semanal	377,9 mn de barriles Agosto; +8,8 mensual
Utilización de refinerías	92,7% Semana terminada el 2-10	86,53% Septiembre; −1,93 pp mensual

Fuentes: EIA; Comisión Europea reproducida por fuel-prices.eu; cierres de futuros; OPEC. [S4, S7–S11] Europa: minorista = UE-27 ponderado por consumo; stocks = UE-15 + Reino Unido + Noruega; utilización = Euro-14 + Reino Unido + Noruega. No se trata de una muestra geográfica única ni de inventarios semanales ARA (Ámsterdam–Róterdam–Amberes). Las unidades minoristas y las cargas impositivas no son comparables directamente. Futuros de producto y crudo: mismo día, con sus meses de entrega identificados.

Los cracks diarios aumentaron frente al 7 de octubre en ambos mercados y terminaron sobre sus medias de cinco sesiones. Por tanto, la señal reciente no confirma una normalización del diferencial destilado–crudo. La interpretación debe considerar que se comparan referencias de mercados y entregas distintas, no márgenes netos de una refinería representativa. [S8]

Gráfico 6. Estados Unidos: crack de destilados frente al WTI y régimen pre-guerra

Fuente: OPEC/Argus, publicación abierta; precios físicos OPEC; cierres públicos de futuros. [S8–S10, S14] Referencia: media simple septiembre de 2025–febrero de 2026, n = 6, US$23,22/barril; desviación estándar muestral US$4,17. Banda ±1 desviación estándar, no intervalo de confianza. Septiembre de 2026: reconstrucción D = 175,54 − 96,38 = US$79,16/barril. Futuros: 22 sesiones, 14-9 a 13-10; ULSD × 42 − WTI; media móvil de cinco observaciones. Las capas mensual y diaria no se empalman.

El benchmark físico mensual reconstruido para septiembre supera en US$55,94/barril (+240,9%) la media pre-guerra, con una definición física comparable y sujeto a su calidad D. El crack diario de US$113,10 pertenece a otra capa: no se calcula una variación porcentual entre éste y el benchmark OPEC. La escasez relativa de stocks de destilados estadounidenses contrasta con la posición menos ajustada del crudo. Cálculos propios y [S4, S8–S10].

Gráfico 7. Europa: crack gasóleo–Brent y régimen pre-guerra

Fuente: OPEC/Argus, publicación abierta; precios físicos OPEC; cierres públicos de futuros. [S8–S10, S14] Referencia: media simple septiembre de 2025–febrero de 2026, n = 6, US$26,55/barril; desviación estándar muestral US$5,69. Septiembre de 2026: reconstrucción D = 199,57 − 116,89 = US$82,68/barril, con North Sea Dated físico. Futuros: 22 sesiones; gasóleo (US$/t) ÷ 7,45 − Brent (US$/barril); media móvil de cinco observaciones. El 28-2-26 es un hito temporal, no una identificación causal.

El benchmark físico reconstruido de septiembre excede en US$56,13/barril (+211,4%) la media pre-guerra. La acumulación europea de agosto y la menor utilización de septiembre no son datos contemporáneos del spread del 13 de octubre. No permiten afirmar una recuperación física ya consolidada. Un crack financiero alto puede coexistir con un margen neto presionado por fletes y costo del crudo entregado; mezcla de productos, energía y costos operacionales también importan. Cálculos propios y [S9–S11].

La lectura conjunta favorece distinguir descompresión táctica de normalización persistente. Esta última requeriría varios cierres con spreads menores, reposición de existencias y mejora de entregas o procesamiento. Una liberación de reservas puede suavizar el precio antes de resolver restricciones del sistema; su efecto duradero debe corroborarse en los indicadores físicos, sin atribuir causalidad a una sola sesión.

6. Monitoreo del Estrecho de Ormuz

Gráfico 8. Estrecho de Ormuz: tránsito diario de buques comerciales y promedio móvil de 7 días

Fuente: IMF PortWatch (Fondo Monetario Internacional / University of Oxford), mediante espejo público straits.live. [S12] Última observación 11-10-26; actualización del espejo 14-10, 16:07 UTC. Ventana: doce meses móviles. Referencia precrisis canónica fija: 73 buques/día. Los registros del Automatic Identification System (AIS) pueden tener rezagos, revisiones y subregistro; no equivalen a barriles transportados.

El promedio móvil alcanzó 4,14 buques/día, 52,6% sobre una semana antes, pero 94,3% bajo la referencia canónica de 73. Son conteos AIS, no volúmenes. La serie EIA conserva 4,9 mn b/d en el segundo trimestre; separadamente, la IEA informa 10,9 mn b/d para septiembre. Las diferencias de fecha, medición y cobertura impiden empalmar ambas fuentes o convertir la caída de buques en una contracción equivalente del petróleo. La mejora mensual de volumen no elimina la vulnerabilidad logística. La backwardation es compatible con una prima de disponibilidad, pero no demuestra una relación causal exclusiva con Ormuz. [S5, S12–S13]

Gráfico 9. Estrecho de Ormuz: flujo de petróleo — última frecuencia pública EIA disponible

Fuente: EIA, World Oil Transit Chokepoints / suplemento de seguridad energética STEO. [S13] Serie trimestral 1T25–2T26; no se interpola a frecuencia diaria o semanal. Último total: 4,9 mn b/d; crudo y condensados 3,7, productos 1,1. El redondeo explica que los componentes no sumen exactamente el total. La actualización IEA de septiembre (10,9 mn b/d) se presenta sólo en el comentario, no se añade a esta serie.

7. Comentario analítico semanal

La señal de la curva es de renovada presión cercana, dentro de una estructura todavía menos invertida que en septiembre. Suben todos los vencimientos entre las referencias disponibles, pero los primeros lo hacen más: aumenta tanto el nivel medio como el spread M1−M12. El extremo lejano sostiene precios superiores a los de septiembre, mientras el próximo relativo permanece por debajo. No se trata, por tanto, de un desplazamiento paralelo ni de una reversión completa del shock. Cálculos propios sobre [S1–S2, S14].

La divergencia entre crudo y destilados es el principal matiz de esta edición. Una economía puede enfrentar alivio parcial en el precio del crudo sin recibir un alivio equivalente en el diésel. Cuando el diferencial del producto permanece alto, el costo de transporte, agricultura e industria puede seguir presionado. El traspaso a precios minoristas y a inflación depende además de impuestos, tipo de cambio, contratos y rezagos; el crack no es una elasticidad de traspaso ni una medida directa de inflación.

Los datos estadounidenses refuerzan esa separación: el stock de crudo no luce extraordinariamente reducido frente a su referencia estacional, pero sí el de destilados. La elevada utilización de refinerías limita la interpretación de una mayor producción como respuesta inmediata sin fricciones. En Europa, stocks y utilización tienen mayor rezago y distinta cobertura; no deben combinarse como si fueran un balance físico semanal único. [S4, S9, S11]

El balance internacional también exige distinguir cantidad total, localización y disponibilidad. La acumulación de petróleo en tránsito puede anticipar mayores entregas, pero su contribución a la holgura efectiva depende del tiempo y la seguridad de arribo. El aumento de flujos energéticos estimado por la IEA y el bajo conteo AIS no deben forzarse a una misma lectura cuantitativa. Esta divergencia recomienda prudencia antes de concluir una normalización logística completa. [S5, S12–S13]

En el escenario de alivio, entregas más estables, mejor disponibilidad de producto y reposición de inventarios deberían comprimir primero las primas de disponibilidad y después reducir la persistencia del costo minorista. En el escenario adverso, nuevas interrupciones de refinerías, rutas o infraestructura pueden ampliar los cracks incluso sin un aumento proporcional del WTI. Son mecanismos condicionales, no probabilidades estimadas. El informe no atribuye el movimiento observado a una única noticia ni confunde una curva de futuros con una proyección econométrica.

8. Metodología y alcance de las comparaciones

Corte y calidad. Se congeló la información a las 14:33:37 del 14-10-26, Santiago (UTC−3). Los precios corresponden al último cierre completo, 13-10-26. A = settlement oficial confirmado; B = cierre observado en fuente pública reconocida; C = interpolación entre anclas; D = reconstrucción documentada. La curva actual se clasifica B; el 7-10 es D y se obtiene restando al settlement del 8-10 el cambio diario publicado. No se etiqueta como settlement oficial confirmado toda la cadena actual. [S1–S2]

Curva. Se consideran doce contratos consecutivos de NYMEX (New York Mercantile Exchange), raíz CL, de noviembre de 2026 a octubre de 2027. La referencia semanal cubre seis días; la mensual, 32. M1, M3, M6 y M12 son órdenes relativos de contrato. Los spreads son diferencias de precios; la pendiente media es (M12 − M1) / 11 y el nivel medio, el promedio simple de los doce vencimientos. El roll mensual se explicita; no se confunden cambios por horizonte con retornos de un contrato fijo.

Spot e inventarios. La serie EIA de WTI en Cushing cubre doce meses calendario terminados en su último dato y no incorpora observaciones imputadas. Los stocks de crudo excluyen la SPR. El promedio y el rango de cinco años deben provenir de las mismas cinco semanas comparables. El nivel actual puede actualizarse aunque el benchmark no esté disponible: se muestra la discontinuidad, sin extrapolar la banda ni inferir extremos a partir de un porcentaje oficial redondeado.

Destilados. Estados Unidos: crack de futuros = precio ULSD (US$/galón estadounidense) × 42 − WTI (US$/barril). Europa: crack = gasóleo (US$/tonelada) ÷ 7,45 − Brent (US$/barril). Producto y crudo comparten día de cierre; pueden diferir en mes de entrega. Los históricos front-month del proveedor no constituyen una serie de vencimiento constante; los rollovers pueden afectar variaciones. En el corte actual se identifican HOX26/CLX26 y LGOX26/LCOZ26. [S8]

Benchmark físico. La capa mensual OPEC/Argus se obtiene exclusivamente de publicaciones abiertas. Agosto está publicado explícitamente; septiembre se reconstruye de precios físicos mensuales, calidad D. No se utilizan precios mensuales de futuros para ese cálculo. La referencia pre-guerra es fija: septiembre de 2025–febrero de 2026, seis meses, media simple y desviación estándar muestral. La banda ±1 desviación estándar es descriptiva. No se concatena esta capa con los cracks diarios ni se calculan cambios porcentuales entre instrumentos distintos. [S9–S10]

IEA y Ormuz. OMR y MOS mantienen fecha de publicación y mes efectivo separados. Sin historia homogénea suficiente no se presentan z-scores regionales formales. En Ormuz, conteos de buques, volúmenes trimestrales EIA y estimaciones mensuales IEA son indicadores distintos; no se convierten entre sí ni se fusionan sus frecuencias. Las cifras redondeadas se calculan desde los valores de la base sin redondeo previo cuando están disponibles.

9. Fuentes y fechas

Cuadro 4. Fuentes utilizadas y fechas efectivas

ID	Fuente	Fecha / utilización
S1	CME Group / NYMEX	Boletín del 8-10; cambios diarios usados para 7-10
S2	Precios públicos por contrato	Cadena de cierre 13-10-26; corroboración por proveedor
S3	EIA / FRED: WTI spot	Última observación 6-10; publicación 7-10
S4	EIA Weekly Petroleum Status Report	Semana 2-10; publicación 7-10; siguiente 15-10
S5	IEA Oil Market Report	Publicación 14-10; inventarios y flujos de septiembre
S6	IEA Monthly Oil Statistics	Publicación 14-10; cobertura hasta julio; metadatos
S7	EIA: diésel minorista	Observación 12-10; publicación 14-10
S8	Históricos públicos de futuros	WTI, ULSD, gasóleo y Brent; cierre 13-10
S9	OPEC MOMR: productos y crudo físico	Edición 13-10; promedios de septiembre
S10	OPEC MOMR: benchmark de cracks	Edición septiembre; observaciones de agosto
S11	OPEC / Comisión Europea reproducida	Stocks agosto; refinerías septiembre; minorista UE 5-10
S12	IMF PortWatch / straits.live	Último día 11-10; espejo actualizado 14-10
S13	EIA: flujos de petróleo por Ormuz	Última frecuencia cuantitativa utilizada: 2T26
S14	Bases canónicas del proyecto	Curva 11-9; históricos WTI, destilados e IEA preservados

Consulta y corte: 14 de octubre de 2026. Las páginas con actualización continua se utilizan conforme al snapshot registrado en las bases. Fuentes oficiales abiertas y proveedores públicos; sin acceso directo a bases comerciales de pago.

S1: https://www.cmegroup.com/daily_bulletin/current/Section61_Energy_Futures_Products.pdf

S2: https://www.investing.com/commodities/crude-oil-contracts

S3: https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/RWTCD.htm

S4: https://ir.eia.gov/wpsr/summary.txt

S4: https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_stoc_wstk_dcu_nus_w.htm

S5: https://www.iea.org/reports/oil-market-report-october-2026

S6: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-product/monthly-oil-statistics

S7: https://www.eia.gov/petroleum/gasdiesel/

S8 — WTI: https://www.investing.com/commodities/crude-oil-historical-data

S8 — ULSD: https://www.investing.com/commodities/heating-oil-historical-data

S8 — gasóleo: https://www.investing.com/commodities/london-gas-oil-historical-data

S8 — Brent: https://www.investing.com/commodities/brent-oil-historical-data

S9 — productos / refinerías: https://publications.opec.org/momr/chapter/162/3038

S9 — crudo físico: https://publications.opec.org/momr/chapter/162/3033

S10: https://www.opec.org/assets/assetdb/momr-sep-2026.pdf

S11 — stocks: https://publications.opec.org/momr/chapter/162/3041

S11 — minorista UE: https://www.fuel-prices.eu/news/weekly/europe-fuel-prices-week-2026-10-05/

S12: https://straits.live/how-many-ships-passed-through-the-strait-of-hormuz-today

S13: https://www.eia.gov/outlooks/steo/report/energysecurity/article.php

S14: WTI_futures_curve_canonical_database (11-9-26); Base_Canonica_Destilados_EEUU_UE (3-10-26); Base_Canonica_Inventarios_IEA_WTI (21-9-26). Datos actualizados y trazabilidad de esta edición en sus versiones Excel del 14-10-26.

10. Glosario

Cuadro 5. Términos y unidades

Término	Definición
WTI / Cushing	West Texas Intermediate; Cushing es el centro de entrega física en Oklahoma.
CME / NYMEX	CME Group; New York Mercantile Exchange, mercado de futuros energéticos.
ICE	Intercontinental Exchange; mercado de referencia de gasóleo y Brent.
ULSD / USGC	Ultra-Low Sulfur Diesel; US Gulf Coast, costa estadounidense del Golfo.
OPEC / IEA	Organization of the Petroleum Exporting Countries; International Energy Agency.
OMR / MOMR / MOS	Oil Market Report (IEA); Monthly Oil Market Report (OPEC); Monthly Oil Statistics (IEA).
OCDE	Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos.
ARA	Ámsterdam–Róterdam–Amberes; no equivale al conjunto de Europa.
SPR	Strategic Petroleum Reserve: reserva estratégica estadounidense, excluida de stocks comerciales.
Front-month / roll	Contrato próximo de una cadena; sustitución por el siguiente al avanzar el ciclo contractual.
Backwardation / contango	Precios próximos superiores / inferiores a los de vencimientos más lejanos.
Settlement	Precio de liquidación de referencia de la sesión; no equivale a cualquier cotización intradía.
Crack spread	Valor por barril de un producto menos precio de un crudo de referencia; no es beneficio neto de refino.
AIS / PortWatch	Automatic Identification System; plataforma de seguimiento marítimo del FMI y University of Oxford.
Z-score / desviación estándar	Distancia normalizada respecto de una referencia; medida de dispersión. Su interpretación requiere muestra adecuada.
bbl / b/d / mn b/d	Barril; barriles por día; millones de barriles diarios. mn = un millón.
pp / vintage	Puntos porcentuales; edición de una publicación estadística conservada con su fecha.

Fuente: definiciones metodológicas del proyecto y nomenclatura de las fuentes primarias.