An Anatomy of the Crude Oil Pricing System

The Nature of Players and the Oil Price Formation Process 

In  recent  years,  the  futures  markets  have  attracted  a  wide  range  of  financial  players  including  pension 

funds, hedge funds, index investors, technical traders, and high net worth individuals. Many reasons have 

been suggested on why financial players have increased their participation in commodities markets. The 

historically low correlation between commodities‟ returns in general and other financial assets‟ returns, 

such  as  stocks  or  bonds,  has  increased  the  attractiveness  of  holding  commodities  for  portfolio 

diversification  purposes  for  some  institutional  investors.  Because  commodity  returns  are  positively 

correlated with inflation, some investors have entered the commodities market to hedge against inflation 

risk  and  weak  dollar.  Expectations  of  relative  higher  returns  in  investment  in  commodities  due  to 

perception  of  tightened  market  fundamentals  have  motivated  many  investors  to  enter  the  oil  market. 

Finally,  financial  innovation  has  provided  an  easy  and  a  cheap  way  for  various  participants,  both 

institutional and retail investors, to gain exposure to commodities.  

The  entry  and  the  impact  of  financial  players  has  been  the  subject  of  various  empirical  studies.  Some 

examine whether these players had a destabilising effect on commodities futures markets.

105

 Other studies 

focus  on  the  impact  of  players  on  the  inter-linkages  between  commodities  markets  and  other  financial 

markets such as equity.

106

  While these and other similar studies provide some valuable insights into the 

issue of linkages between financial layers and physical benchmarks, it is important to expand the analysis 

                                                           

104

 See for instance, J.P. Morgan (2010), “Will EPSO Emerge as a New Pricing Benchmark?”,  Presentation at the 

Platts Crude Oil Methodology Forum 2010, London, May. 

105

 See for instance Brunetti and Büyükşahin (2009).  

106

 For example, Büyükşahin and Robe (2010) find that the composition of traders plays a role in explaining the joint 

distribution of equity and commodity returns. Specifically, they find that a subset of hedge funds, those that are 

active both in equity and commodity futures market can explain the increase in the commodity-equity correlations. 

In contrast, swap dealers, index traders, and floor brokers and traders play no role in explaining cross-correlations 

across markets. 

74 

 

to  the trading  strategies  of  physical  players. The  fact  remains  that  the  participants  in  many  of  the  OTC 

markets such as forward markets and CFDs which are central to the price discovery process are mainly 

„physical‟ and include entities such as refineries, oil companies, downstream consumers, physical traders, 

and  market  makers.  Financial  players  such  as  pension  funds,  index  and  retail  investors  have  limited 

presence in some of these markets. Thus, any analysis limited to the role of non-commercial participants 

in the futures markets in the oil price formation process is likely to be incomplete. 

The Linkages between Physical Benchmarks and Financial Layers 

At  the  early  stages  of  the  current  pricing  system  linking  prices  to  „physical‟  benchmarks  in  formulae 

pricing  provided  producers  and  consumers  with  a  sense  of  comfort  that  the  price  is  grounded  in  the 

physical  dimension  of  the  market.  Suspicion  still  exists  on  whether  the  oil  price  derived  from  paper 

markets such as the futures market reflects the physical realities of the oil market at the time of pricing. 

Sceptics argue that prices in these markets are not determined on the basis of trading in real barrels, but 

rather by trading in financial contracts for future delivery (Mabro, 2008).  

The  latter  concern  implicitly  assumes  that  the  process  of  identifying  the  price  of  benchmarks  can  be 

isolated from financial layers. However, this is far from reality. As our analysis shows, the different layers 

in the oil market are highly interconnected and form a complex web of links, all of which play a role in 

the price discovery process.

  107

 The information derived from financial layers plays an important role in 

identifying  the  price  level  of  the  benchmark.  In  the  Brent  market,  the  price  of  Dated  Brent  is  assessed 

using  information  from  many  layers  including  CFDs,  forward  markets,  EFPs  and  futures  markets. 

Similarly,  in  the  WTI  complex,  the  prices  of  the  various  physical  benchmarks  are  strongly  interlinked 

with the futures markets. The price of Dubai is often derived using information from the very active OTC 

Dubai/Brent  swaps  market  and  the  inter-Dubai  swap  market.  Thus,  the  idea  that  one  can  isolate  the 

physical from the financial layers in the current oil pricing regime is a myth. Crude oil prices are jointly 

or co-determined in both layers, depending on differences in timing, location and quality. 

Despite the fact that the price discovery process is influenced  by information from paper markets, most 

players are still  reluctant to  adopt  futures  prices in their  pricing  formulae  although  some  key  producers 

such  as  Saudi  Arabia,  Kuwait  and  Iran  use  BWAVE  (futures  price)  in  pricing  their  exports  to  Europe. 

This can be explained by the fact that since prices in the futures markets reflect the price of oil today for 

future  delivery,  they  inject  a  substantial  time  basis  risk.  Currently,  this  basis  risk  is  eliminated  by 

referencing  against  physical  benchmarks  and  managing  the  price  risk  by  using  swaps  against  the 

benchmark price.  

The above discussion has also some implications on the pricing of derivatives instruments. Since physical 

benchmarks constitute the basis of the large majority of physical transactions, some observers claim that 

derivatives instruments such as futures, forwards, options and swaps derive their value from the price of 

these physical benchmarks. In other words, the prices of the physical benchmarks drive the prices in paper 

markets. However, this is a gross over-simplification and does not accurately reflect the process of crude 

oil price formation as the two layers are highly interlinked. The issue of whether the paper market drives 

the physical or the other way around is difficult to construct theoretically and test empirically.  

Adjustments in Price Differentials versus Price Levels  

Our  analysis  shows  the  importance  of  distinguishing  between  adjustments  in  price  differentials  and 

adjustments in price levels. Trades in the levels of the oil price rarely take place in the layers surrounding 

the physical benchmarks. Instead, these markets trade price differentials which fluctuate based on hedging 

pressures and expectations of traders. It is rare (though not unheard of) for companies to take positions on 

the basis of an outright price movement – that is whether prices go up or down. This is far  too risky for 

                                                           

107

 Platts use the word triangulate: “Assessments will use spread relationships and derivative values to help 

triangulate value”. See Platts Crude Oil Methodology Forum 2010, May 2010 (London). 

75 

 

most participants. Most trade is on spreads of some sort – one regional price against another, one product 

price against another, one product price against a crude (feedstock) price, one time period price against 

another time period. These arbitrages self-correct by traders‟ actions such as buying in one region, where 

there‟s too much oil, and transporting it to another region where there isn‟t enough and where the price is 

higher  to  draw  in  the  oil.  This  feature  of  the  oil  pricing  system  poses  a  legitimate  question:  how  can 

markets  that  actively  trade  price  differentials  set  a  price  level  for  a  particular  benchmark?  As  noted  by 

Horsnell and Mabro (1993) in the context of forward Brent, 

In spread deals the relationship between specified flat prices and market prices may not be very 

tight.  And  since  the  focus  is  to  a  large  extent  on  relatives,  the  search  for  price  levels  that 

correspond  to  the  relevant  market  conditions  becomes  less  broadly  based  and  less  active.  The 

liquidity  in  that  part  of  the  market  which  concerns  itself  with  the  oil  price  level  has  become  a 

small proportion of the total liquidity of the forward market.    

We postulate that the level of the oil price is set in the futures markets; the financial layers such as swaps 

and forwards set the price differentials. By trading differentials, market participants limit their exposure to 

risks  of  time,  location  grade  and  volume.  These  differentials  are  then  used  by  oil  reporting  agencies  to 

identify  the  price  level  of  a  physical  benchmark.  Perhaps  this  is  most  evident  in  the  US  market.  As 

explained by Platts (2010b),    

 

physical crude oil assessments are still widely used by the industry, but the „flat‟ price formation 

is  originated  by  the  New  York  Mercantile  Exchange  (NYMEX).  The  highly  liquid  sweet  crude 

futures contract traded on NYMEX provides a visible real-time reference price for the market. In 

the spot market, therefore, negotiations for physical oils will typically use NYMEX as a reference 

point,  with  bids/offers  and  deals  expressed  as  a  differential  to  the  futures  price….  Therefore, 

while  NYMEX  acts  as  a  barometer  of  market  value,  and  negotiations  for  physical  oil  may 

reference the futures value, Platts plays a distinct and complementary role to that of the exchange 

(p.3). 

 

To illustrate this last point, the recent strikes in France in October 2010 present a good  experiment. As 

seen  in  Figure  26  below,  during  the  strike  between  the  period  11

th

  and  21

st

  of  October,  the  price 

differential between Dated Brent and ICE futures Brent widened considerably reaching a peak of -$1.53 

dollars per barrel on the 22

nd

 of October.

108

 The widening of the differential reflected the fact that while 

global oil supplies were not affected by the strike, French refineries could not buy more crude oil which 

resulted  in  less  overall  demand.  Oil  companies  and  physical  traders  holding  more  oil  than  originally 

planned were forced to clear the ex-ante excess supply by offering larger discounts. Thus, in this episode, 

the bulk of the adjustment took place through the changes in price differentials and not the price levels, 

perhaps because the market thought the effects of the strike on the oil markets were only temporary.

109

   

 

 

                                                           

108

 It is important to note also that there is a good chunk of term structure between prompt Dated Brent and the oil 

deliverable under the nearest Brent futures contract. 

109

 Some consider that such evidence is a clear indication that it is the prompt physical that sets the  futures price. 

Such  natural  experiments  however  don‟t  shed  light  on  this  issue.    One  needs  to  show  that  these  adjustments  in 

differentials  occur  in  other  than  crisis  situations  and  they  are  strong  enough  to  drag  down  the  price  level.    More 

importantly, such evidence doesn‟t provide an answer to the question of how the level of oil price is determined  in 

the first place. It reinforces the point, however, that the futures markets set the price level and the physical layers set 

the differentials, which reflect changes in the underlying fundamentals of the oil market. 

 

76 

 

Figure 26: The North Sea Dated differential to Ice Brent during the French Strike 

 

Source: Argus 

Thus, the level of oil price, which consumers, producers and their governments are most concerned with, 

is  not  the  most  relevant  feature  in  the  current  pricing  system.  Instead,  the  identification  of  price 

differentials  and  the  adjustments  in  these  differentials  in  the  various  layers  underlie  the  basis  of  the 

current oil pricing system. If the price in the futures market becomes detached from prompt fundamentals, 

the  differentials  adjust  to  correct  for  this  divergence  through  a  web  of  highly  interlinked  and  efficient 

markets.  The  key  question  is  whether  the  adjustments  in  differentials  are  strong  and  large  enough  to 

induce adjustments in the futures price level. The issues of whether price differentials between different 

crude oil markets and between crude and product markets showed strong signs of adjustment and whether 

those adjustments affected the behaviour of oil price over the 2008-2009 price cycle have not yet received 

their due attention in the empirical literature.

110

 

But  this  leaves  us  with  a  fundamental  question:  what  factors  determine  the  price  level  of  an  oil 

benchmark? The crude oil pricing system and its components such as the PRAs reflect how the oil market 

functions: if oil price levels are set in the futures market and if participants in these markets attach more 

weight  to  future  fundamentals  rather  than  current  fundamentals  and/or  if  market  participants  expect 

limited  feedbacks  from  both  the  supply  and  demand  side  in  response  to  oil  price  changes,  these 

expectations will be reflected in the different layers and will ultimately be reflected in the assessed price. 

The  adjustments  in  differentials  are  likely  to  ensure  that  these  expectations  remain  anchored  in  the 

physical dimension of the market.   

Transparency and Accuracy of Information 

The  issue  of  transparency  has  gained  wide  credence  in  the  aftermath  of  the  2008  financial  crisis  with 

many organisations such as G8, G20, and the IEF calling for improved transparency as key to enhancing 

                                                           

110

 

In  fact,  one  explanation  attributes  the  upward  rise  in  the  crude  oil  price  in  the  first  half  of  2008  to  the  high 

demand for very-low-sulfur diesel (Verleger, 2008). This increased the price differential between diesel and crude 

oil, which in turn pushed the crude oil price up. Such an explanation points to the importance of integrating products 

into the analysis. Due to space constraints, products markets were not discussed in this paper, but are the subject of 

current research at the Oxford Institute for Energy Studies.   

-1.8

-1.6

-1.4

-1.2

-1.0

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0.0

0.2

01 Sep

11 Sep

21 Sep

01 Oct

11 Oct

21 Oct

$

/bl

 

French refinery 

strike begins 

Strike 

officially 

ends 

Ice Brent=0 

77 

 

the functioning of the oil market and its price discovery function. Transparency  in oil markets however 

has more the one dimension. Although improving transparency in the physical dimension of the market is 

key to understanding oil market dynamics and enhancing the price discovery function, our analysis shows 

that  transparency  in  the  financial  layers  surrounding  the  physical  benchmarks  is  as  important.  In  this 

regards, it is important to emphasize three dimensions to the transparency issue. First, obtaining regular 

and accurate information on key markets depends largely on the willingness of PRAs to release or share 

information. PRAs are under no legal obligation to report deals to a regulatory authority or to make the 

information at their disposal publicly available. Thus, some basic but key information and data on market 

structure,  trade  volumes,  liquidity,  the  players  and  their  nature,  and  the  degree  of  concentration  in  a 

trading day are not always available to the public, but they are sold to market participants at a price which 

makes it worthwhile for PRAs to collect such data.  

Second, the degree of transparency varies considerably within the different layers in the Brent, WTI and 

Dubai-Oman  complexes  as  well  as  across  benchmarks.  Within  the  Brent  complex,  the  degree  of 

transparency  between  the  various  layers  such  as  the  Forward  Brent,  CFD  and  Dated  Brent  and  futures 

market is different. Similarly, in the Dubai complex, basic data on the Dubai/Brent Swaps market or the 

inter-month Dubai swaps are not publicly available though the volumes and open interest of Dubai swaps 

cleared through the exchanges are published. Transparency in the futures markets at least when it comes 

to prices, open interest and traded volumes is relatively well established. The futures market generates a 

set  of  prices  throughout  the  day  which  are  instantaneously  transmitted  through  a  variety  of  channels 

increasing price transparency. On the other hand, a detailed description of the participants in the futures 

market and the identity of counterparties to a futures contract are not made publicly available although the 

exchange and regulators via the exchange do have detailed data for futures markets on these areas. This is 

in  contrast  to the  OTC  market  where  the  identities  of  counterparties  to  a transaction are  known.    Some 

market players place a high premium on such information and thus prefer to conduct their operations over 

the counter.  

The  third  dimension  of  transparency  relates  to  the  extent  to  which  assessed  prices  are  accurate  and  are 

reached through a transparent and efficient process. There are two aspects to this issue. The first relates to 

the structural features of the oil market trading which impose certain constraints on these agencies‟ efforts 

to report deals and identify the oil price. As mentioned before, traders are under no obligation to report 

prices; it is not always feasible to verify reported deals; in opaque and unregulated markets, PRAs may 

need  to  rely  on  their  evaluation  of  market  conditions  of  specific  crudes  to  reach  an  „intelligent‟  price 

assessment.  Thus,  an  important  element  of  price  transparency  is  the  ability  of  PRAs  to  collect  reliable 

information  in  imperfect  and  often  illiquid  markets  and  analyse  the  information  in  an  efficient  and 

objective manner. The second aspect is linked to the internal operations of PRAs. As discussed above, the 

methodologies used to assess the oil price differ considerably across agencies. Their access to information 

and  the  type  of  data  used  in  their  assessment  process  vary  across  PRAs  and  across  markets.  The 

procedures applied within each of the organisations to ensure an efficient price discovery process differ as 

these are internally driven and are not subject to external regulation or supervision. Thus, the degree of 

price transparency is very much interlinked to the activities of PRAs and the reporting standards and other 

procedures that they internally set and enforce.  

 

 

78 

 

9. Conclusions 

Based on the above analysis of the current international crude oil pricing system, it is possible to draw the 

following conclusions:  



  Markets with relatively low volumes of production such as WTI, Brent, and Dubai-Oman set the 

price  for  markets  with  higher  volumes  of  production  elsewhere  in  the  world  but  with  fewer  or 

none  of the commonly  accepted conditions  to achieve  an  acceptable „benchmark‟  status.  So far 

the low and continuous decline in the physical base of existing benchmarks has been counteracted 

by  including  additional  crude  streams  in  an  assessed  benchmark.  Such  short-term  solutions 

though successful in alleviating the problem of squeezes should not distract observers from some 

key questions: What are the conditions necessary for the emergence of successful benchmarks in 

the  most  liquid  market?  Would  a  shift  to  assessing  price  to  these  markets  improve  the  price 

discovery  process?  Such  key  questions  remain  heavily  under-researched  in the energy  literature 

and do not feature in the producer-consumer dialogue.  The emergence of the non-OECD as the 

main source of growth in global oil demand will only increase the importance of such questions. 

Doubts about the suitability of Dubai as an appropriate benchmark for pricing crude oil exports to 

Asia have been raised in the past (Horsnell and Mabro, 1993). This raises the question of whether 

new benchmarks are needed to reflect more accurately the recent shift in trade flows and the rise 

in importance of the Asian consumer.  



  PRAs  play  an  important  role  in  assessing  the  price  of  the  key  international  benchmarks.  These 

assessed prices are central to the oil pricing system and are used by oil companies and traders to 

price cargoes under long-term contracts or in spot market transactions; by futures exchanges for 

the settlement of their financial contracts; by banks and companies for the settlement of derivative 

instruments such as swap contracts; and by governments for taxation purposes. PRAs do not only 

act as „a mirror to the trade‟. In their attempt to identify the price, PRAs enter into the decision-

making  territory.  The  decisions  they  make  are  influenced  by  market  participants  and  market 

structure  while  at  the  same  time  these  decisions  influence  the  trading  strategies  of  the  various 

participants. New markets and contracts may emerge to hedge the risks that emerge from some of 

the  decisions  that  PRAs  make.  The  accuracy  of  price  assessments  heavily  depends  on  a  large 

number  of  factors  including  the  quality  of  information  obtained  by  the  RPA,  the  internal 

procedures applied by the PRAs and the methodologies used in price assessment.  



  The assumption that the process of identifying the price of benchmarks in the current oil pricing 

system can be isolated from financial layers is rather simplistic. The analysis in this report shows 

that the different layers of the oil market are highly interconnected  and form a complex web of 

links,  all  of  which  play  a  role  in  the  price  discovery  process.  The  information  derived  from 

financial layers is essential for identifying the price level of the benchmark. One could argue that 

without these financial layers it would not be possible to „discover‟ or „identify‟ oil prices in the 

current  oil  pricing  system.  In  effect,  crude oil  prices are jointly  co-determined  and  identified  in 

both layers, depending on differences in timing, location and quality. 



  Since  physical  benchmarks  constitute  the  basis  of  the  large  majority  of  physical  transactions, 

some  observers  claim  that derivatives  instruments  such  as  futures,  forwards,  options  and  swaps 

derive  their  value  from  the  price  of  these  physical  benchmarks  i.e.  the  prices  of  these  physical 

benchmark  drive  the  prices  in  paper  markets.  However,  this  is  a  gross  over-simplification  and 

does  not  accurately  reflect  the  process  of  crude  oil  price  formation.  The  issue  of  whether  the 

paper market drives the physical or the other way around is difficult to construct theoretically and 

test empirically in the context of the oil market.  

79 

 



  The  report  also  calls  for  broadening  the  empirical  research  to  include  the  trading  strategies  of 

physical players. The fact remains though that the participants in many of the OTC markets such 

as  forward  markets  and  CFDs  which  are  central  to  the  price  discovery  process  are  mainly 

„physical‟ and include entities such as refineries, oil companies, downstream consumers, physical 

traders,  and  market  makers.  Financial  players  such  as  pension  funds  and  index  investors  have 

limited  presence  in  many  of  these  markets.  Thus,  any  analysis  limited  to  non-commercial 

participants in the futures market and their role in the oil price formation process is incomplete. 



  The analysis in this report emphasises the distinction between trade in price differentials and trade 

in price levels. We postulate that the level of the price of the main benchmarks is set in the futures 

markets; the financial layers such as swaps and forwards set the price differentials depending on 

quality, location and timing. These differentials are then used by oil reporting agencies to identify 

the price level of a physical benchmark. If the price in the futures market becomes detached from 

the underlying benchmark, the differentials adjust to correct for this divergence through a web of 

highly  interlinked  and  efficient  markets.  Thus,  our  analysis  reveals  that  the  level  of  oil  price, 

which  consumers,  producers  and  their  governments  are  most  concerned  with,  is  not  the  most 

relevant feature in the current pricing system. Instead, the identification of price differentials and 

the  adjustments  in  these  differentials  in  the  various  layers  underlie  the  basis  of  the  current  oil 

pricing system. By trading differentials, market participants limit their exposure to risks of time, 

location grade and volume. Unfortunately, this fact has received little attention and the issue of 

whether  price  differentials  between  different  markets  showed  strong  signs  of  adjustment  in  the 

2008-2009 price cycle has not yet received its due attention in the empirical literature. 



  But this leaves us with a fundamental question: what factors determine the price level of an oil 

benchmark in the first place? The crude oil pricing system and its components such as the PRAs 

reflect  how  the  oil  market  functions:  if  oil  price  levels  are  set  in  the  futures  market  and  if 

participants  in  these  markets  attach  more  weight  to  future  fundamentals  rather  than  current 

fundamentals  and/or  if  market  participants  expect  limited  feedbacks  from  both  the  supply  and 

demand side in response to oil price changes, these expectations will be reflected in the different 

layers and will ultimately be reflected in the assessed price. The adjustments in differentials are 

likely to ensure that these expectations remain anchored in the physical dimension of the market.   



  Transparency in oil markets has more than one dimension. Although improving transparency in 

the physical dimension of the market is key to understanding oil market dynamics and enhancing 

the  price  discovery  function,  our  analysis  shows  that  transparency  in  the  financial  layers 

surrounding the physical benchmarks is as important. In this regards, it is important to emphasize 

three  dimensions to the transparency  issue.  First, obtaining  regular and  accurate information  on 

key markets is not straightforward and depends largely on the willingness of PRAs to release or 

share  information.  Second,  the  degree  of  transparency  varies  considerably  within  the  different 

layers  in  the  Brent,  WTI  and  Dubai-Oman  complexes  as  well  as  across  benchmarks.  The  third 

dimension  of  transparency  relates  to  the  extent  assessed  prices  are  accurate  and  are  reached 

through  a  transparent  and efficient  process. There  are  two  aspects to this  issue.  The first  aspect 

relates  to  the  structural  features  of  the  oil  market  trading  which  impose  certain  constraints  on 

these agencies‟ efforts to report deals and identify the oil price. The second aspect is linked to the 

internal operations of PRAs. Thus, the degree of price transparency is very  much interlinked to 

the  activities  of  PRAs  and  the  reporting  standards  and  other  procedures  that  they  internally  set 

and enforce.  

The current oil pricing system has now survived for almost a quarter of a century, longer than the OPEC 

administered  system  did.  While  some  of  the  details  have  changed,  such  as  Saudi  Arabia‟s  decision  to 

replace Dated Brent with Brent futures price in pricing its exports to Europe and the more recent move to 

replace  WTI  with  Argus  Sour  Crude  Index  (ASCI)  in  pricing  its  exports  to  the  US,  these  changes  are 

80 

 

rather  cosmetic. The  fundamentals  of the  current  pricing  system  have  remained the  same  since  the  mid 

1980s  i.e.  the  price  of  oil  is  set  by  the  „market‟  with  PRAs  using  various  methodologies  to  reflect  the 

market  price  in  their  assessments  and  making  use  of  information  generated  both  in  the  physical  and 

financial  layers  surrounding  the  global  benchmarks.  In  the  light  of  the  2008-2009  price  swings,  the  oil 

pricing  system  has  received  some  criticisms  reflecting  the  unease  that  some  observers  feel  with  the 

current system.

111

 Although alternative pricing systems can be devised (at least theoretical ones) such as 

bringing back the administered pricing system or calling for producers to assume a greater responsibility 

in the method of price formation by removing destination restrictions on their exports, or allowing their 

crudes  to  be  auctioned,

112

  the  reality  remains  that  the  main  market  players  such  as  oil  companies, 

refineries,  oil  exporting  countries,  physical  traders  and  financial  players  have  no  interest  in  rocking  the 

boat.  Market  players  and  governments  get  very  concerned  about  oil  price  behaviour  and  its  global  and 

local impacts,  but so far have  showed much less interest in the pricing system  and the market structure 

that signalled such price behaviour in the first place.        

 

 

                                                           

111

  See,  for  instance,  Mabro  (2008).  Mabro  argues  that  „the  issue  is  whether  the  current  price  regime  for  oil  in 

international  trade  is  an  appropriate  one.  Nobody  questions  it  because  the  vested  interests  in  maintaining  it  are 

extremely powerful. Banks and hedge funds are wedded to it. Some of the major oil companies have trading arms 

that  operate  in  these  derivative  markets  like  financial  institutions.  Their  trading  profits  are  substantial.  OPEC 

accepted it because they thought that it would protect them from blame. It didn‟t. And the question always asked is: 

What is the alternative? I will simply say that no alternative will ever be found if nobody is looking for one.‟ 

112

 See for instance, Luciani (2010).  

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