An Anatomy of the Crude Oil Pricing System

 

 

14 

 

2. Historical Background to the International Oil Pricing System 

The emergence of the current oil price system cannot be understood in isolation from previous ones. It has 

emerged  in  response  to  major  shifts  in  the  global  political  and  economic  structures,  changes  in  power 

balances, and economic and political transformations that fundamentally changed the structure of the oil 

market and the supply chain. This chapter discusses the major transformations in the oil market during the 

period 1950-1988 that led to the emergence of the current international oil pricing system. 

The Era of the Posted Price 

Until the late 1950s, the international oil industry outside the United States, Canada, the USSR and China 

was characterised by the dominant position of the large multinational oil companies known as the Seven 

Sisters or the majors. The host governments did not participate in production or pricing of crude oil and 

acted  only  as  competing  sellers  of  licences  or  oil  concessions.  In  return,  host  governments  received  a 

stream of income through royalties and income taxes. 

Each  of  the  Seven  Sisters  was  vertically  integrated  and  had  control  of  both  upstream  operations 

(exploration,  development  and  production  of  oil)

  8

  and  to  a  significant  but  lesser  extent  of  downstream 

operations (transportation, refining and marketing). At the same time, they controlled the rate of supply of 

crude oil going into the market through joint ownership of companies that operated in various countries. 

The  vertical  and  horizontal  linkages  enabled  the  multinational  oil  companies  to  control  the  bulk  of  oil 

exports from the major oil-producing countries and to prevent large amounts of crude oil accumulating in 

the  hands  of  sellers,  thus  minimising  the  risk  of  sellers  competing  to  dispose  of  unwanted  crude  oil  to 

independent buyers and thus pushing prices down (Penrose, 1968).  

The  oil  pricing  system  associated  with  the  concession  system  until  the  mid  1970s  was  centred  on  the 

concept  of  a  „posted‟  price,  which  was  used  to  calculate  the  stream  of  revenues  accruing  to  host 

governments. Spot prices, transfer prices and long-term contract prices could not play such a fiscal role. 

The  vertically  and  horizontally  integrated  industrial  structure  of  the  oil  market  meant  that  oil  trading 

became  to  a  large  extent  a  question  of  inter-company  exchange  with  no  free  market  operating  outside 

these  companies‟  control.  This  resulted  in  an  underdeveloped  spot  market.  Transfer  prices  used  in 

transactions within the subsidiaries of an oil company did not reflect market conditions but were merely 

used  by  multinational  oil  companies  to  minimise  their  worldwide  tax  liabilities  by  transferring  profits 

from high-tax to low-tax jurisdictions. Because some companies were crude long and others crude short, 

transactions  used to  occur between  the  multinational oil companies  on the  basis  of  long-term  contracts. 

However,  the  prices  used  in  these  contracts  were  never  disclosed,  with  oil  companies  considering  this 

information to be a commercial secret. Oil-exporting countries were also not particularly keen on using 

contract prices as these were usually lower than posted prices.  

Thus, the calculations of the royalty and income tax per barrel of crude oil going to the host governments 

had to be based on posted prices. Being a fiscal parameter, the posted price did not respond to the usual 

market  forces  of  supply  and  demand  and  thus  did  not  play  any  allocation  function  (Mabro,  1984).  The 

multinational oil companies were comfortable with the system of posted prices because it maintained their 

oligopolistic  position,  and  until  the  late  1960s  OPEC  countries  were  too  weak  to  change  the  existing 

pricing system.  

The Pricing System Shaken but Not Broken 

By the late 1950s, the dominance of the vertically integrated companies was challenged by the arrival of 

independent oil companies who were able to invest in upstream operations and obtain access to crude oil 

outside the Seven Sisters‟ control. In the mid 1950s, Venezuela granted independents (mainly from the 

                                                           

8

 In 1950 the majors controlled 85% of the crude oil production in the world outside Canada,  USA, Soviet Russia 

and China (Danielsen, 1982). 

15 

 

US)  some  oil  concessions,  and  by  1965  non-majors  were  responsible  for  15%  of  total  Venezuelan 

production  (Parra,  2004).

9

  Oil  discovery  in  Libya  increased  the  importance  of  independents  in  oil 

production, for the Libyan government chose as a matter of policy to attract a diverse set of oil companies 

and not only the majors. In 1965, production by independents in Libya totalled around 580 thousand b/d 

increasing to 1.1 million b/d in 1968 (Parra, 2004). Competition with the majors also appeared elsewhere. 

In the late 1950s, Iran signed two exploration and development agreements in the Persian Gulf offshore 

with non-majors and in 1951, Saudi Arabia entered into an agreement with the Japan Petroleum Trading 

Company  to  explore  and  develop  Saudi  Arabia‟s  fields  in  the  Neutral  Zone  offshore  area.

10

  Crude  oil 

from  the  Former  Soviet  Union  also  began  to  make  its  way  into  the  market.  The  discovery  and 

development of large fields in the Soviet bloc led to a rapid growth in Russian oil exports from less than 

100,000 b/d in 1956 to nearly 700,000 b/d in 1961 (Parra, 2004). 

While  these  and  other  developments  led  to  the  emergence  of  a  market  for  buying  and  selling  crude  oil 

outside  the  control  of  the  Seven  Sisters,  the  total  volume  of  crude  oil  from  US  independents  and  other 

companies operating in Venezuela, Libya and the Gulf offshore remained small. Furthermore, the growth 

of  Russian  exports  came  to  a  halt  after  1967  and  production  levels  declined  in  1969  and  1970  (Parra, 

2004). These factors limited the scope and size of the market and by the late 1960s the majors were still 

the  dominant  force  both  in  the  upstream  and  downstream  parts  of  the  oil  industry  (Penrose,  1968). 

Nevertheless, competitive pressures from other oil producers were partly responsible for the multinational 

oil companies‟ decision to cut the posted price in 1959 and 1960. The US decision to impose mandatory 

import quotas which increased competition for outlets outside the US was an additional factor that placed 

downward pressure on oil prices. The formation of OPEC in 1960 was an attempt by member countries to 

prevent  the  decline  in  the  posted  price  (Skeet,  1988)  and  thus  for  most  of  the  1960s,  OPEC  acted  as  a 

trade union whose main objective was to prevent the income of its member countries from declining. 

The Emergence of the OPEC Administered Pricing System 

Between 1965 and 1973, global demand for oil increased at a fast rate with an average annual increase of 

more than 3 million b/d during this period (BP Statistical Review 2010). Most of this increase was met by 

OPEC which massively increased its production from around 14 million b/d in 1965 to close to 30 million 

b/d in 1973. During this period, OPEC‟s share in global crude oil production increased from 44% in 1965 

to  51%  in  1973.

 

Other  developments  in  the  early  1970s,  such  as  Libya‟s  production  cutbacks  and  the 

sabotage of the Saudi Tapline in Syria, tightened further the supply-demand balance.  

These  oil  market  conditions  created  a  strong  seller‟s  market  and  significantly  increased  OPEC 

governments‟  power  relative  to  the  multinational  oil  companies.  In  September  1970  the  Libyan 

government reached an agreement with Occidental in which this independent oil company agreed to pay 

income taxes on the basis of increased posted price and to make retroactive payment to compensate for 

the lost revenue since 1965. Occidental was the ideal company to pressurise: unlike the majors, it relied 

heavily  on  Libyan  production  and  did  not  have  much  access  to  oil  in  other  parts  of  the  world.  Soon 

afterwards,  all  other  companies  operating  in  Libya  submitted  to  these  new  terms.  As  a  result  of  this 

agreement, other oil-producing countries invoked the most favoured nation clause and made it clear that 

they  would  not  accept  anything  less  than  the  terms  granted  to  Libya.  The  negotiations  conducted  in 

Tehran resulted in a collective decision to raise the posted price and increase the tax rate.  

In  September  1973,  OPEC  decided  to  reopen  negotiations  with  the  companies  to  revise  the  Tehran 

Agreement and seek large increases in the posted price. Oil companies refused OPEC‟s demand for this 

increase  and  negotiations  collapsed.  As  a  result,  on  16  October  1973,  the  six  Gulf  members  of  OPEC 

                                                           

9

 This share though declined from 1966 onwards. 

10

 The volume of oil produced from these concessions did not constitute a serious threat to the majors, but the 

conclusion of the agreements led to other host governments exerting pressure for better terms in their existing 

concessions.  

16 

 

unilaterally announced an immediate increase in the posted price of the Arabian Light crude from $3.65 

to $5.119. On 19 October 1973, members of the Organization of Arab Oil Producing Countries (less Iraq) 

announced production cuts of 5% of the September volume and a further 5% per month until „the total 

evacuation of Israeli forces from all Arab territory occupied during the June 1967 war is completed and 

the  legitimate  rights  of  the  Palestinian  people  are  restored‟  (Skeet,  1988,  quotations  in  original).  In 

December 1973, OPEC raised the posted price of the Arabian Light further to $11.651. This jump in price 

was unprecedented. More importantly, the year 1973 represented a dramatic shift in the balance of power 

towards OPEC. For the first time in its history, OPEC assumed a unilateral role in setting the posted price 

(Terzian, 1985). Before that date, OPEC had been only able to prevent oil companies from reducing it. 

The Consolidation of the OPEC Administered Pricing System 

The  oil  industry  witnessed  a  major  transformation  in  the  early  1970s  when  some  OPEC  governments 

stopped granting new concessions

11

 and started to claim equity participation in their existing concessions, 

with a few of them opting for full nationalisation.

12

 Demands for equity participation emerged in the early 

1960s, but the multinational oil companies downplayed these calls. They  became more wary in the late 

1960s when they realized that even moderate countries such as Saudi Arabia had begun to make similar 

calls for  equity  participation.  In  1971,  a  Ministerial  Committee  was  established to  devise  a  plan for the 

effective  implementation  of  the  participation  agreement.  OPEC‟s  six  Gulf  members  (Abu  Dhabi,  Iran, 

Iraq, Saudi Arabia, Qatar, and Kuwait) agreed to negotiate the participation agreement with oil companies 

collectively  and  empowered  the  Saudi  oil  Minister  Zaki  Yamani  to  negotiate  in  their  name.  In  October 

1972, after many rounds of negotiations, the oil companies agreed to an initial 25% participation which 

would reach 51% in 1983. Out of the six Gulf States, Saudi Arabia, Abu Dhabi and later Qatar signed the 

general  participation  agreement.  Iran  announced  its  withdrawal  early  in  1972.  Iraq  opted  for 

nationalisation  in  1972.  In  Kuwait,  the  parliament  fiercely  opposed  the  agreement  and  in  1974  the 

government  took  a  60%  stake  in  the  Kuwait  oil  company  and  called  for  a  100%  stake  by  1980.  100% 

equity participation in Kuwait was achieved in 1976 and Qatar followed suit in 1976-77.  

Equity participation gave OPEC governments a share of the oil produced which they had to sell to third-

party buyers. It led to the introduction of new pricing concepts to deal with this reality (Mabro, 1984). As 

owners of crude oil, governments had to set a price for third-party buyers. The concept of official selling 

price (OSP) or government selling price (GSP) entered at this point and is still currently used by some oil 

exporters.  However,  for reasons  of  convenience, lack  of  marketing  experience  and  inability  to  integrate 

downwards into  refining  and  marketing  in  oil-importing  countries,  most  of  the governments‟  share  was 

sold back to the companies that held the concession and produced the crude oil in the first place. These 

sales  were  made  compulsory  as  part  of  equity  participation  agreements  and  used  to  be  transacted  at 

buyback prices.  

The  complex  oil  pricing  system  of  the  early  1970s  centred  on  three  different  concepts  of  prices:  the 

posted price, the official selling price, and the buyback price. Such a system was highly inefficient as it 

meant that a buyer could obtain a barrel of oil at different prices (Mabro, 2005). Lack of information and 

transparency  also  meant  that  there  was  no  adjustment  mechanism  to  ensure  that  these  prices  converge. 

Thus, this regime was short-lived and by 1975 had ceased to exist.  

                                                           

11

 As early as 1957, Egypt and Iran started turning away from concessions to new contractual forms such as joint 

venture schemes and service contracts. In 1964, Iraq decided not to grant any more oil concessions (Terzian, 1985). 

12

  Nationalisation  of  oil  concessions  in  the  Middle  East  extends  well  before  that  date.  Other  than  Mossadegh‟s 

attempt  at  nationalisation  in  1951,  in  1956  Egypt  nationalised  Shell‟s  interest  in  the  country.  In  1958,  Syria 

nationalized the Karatchock oilfields and in 1963 the entire oil sector came under the government control. In 1967, 

„Algerisation‟ of oil companies  had already begun and by 1970 all non-French oil interests  were nationalized. In 

1971,  French  interests  were  subject  to  Algerisation  with  the  government  taking  51%  of  French  companies‟  stakes 

(Terzian, 1985). 

17 

 

The administered oil pricing regime that emerged in 1974-75 after the short lived episode of the buyback 

system  was  radical  in  many  aspects,  not  least  because  it  represented  a  complete  shift  in  the  power  of 

setting the oil price from multinational companies to OPEC. The new system was centred on the concept 

of  reference  or  marker  price  with  Saudi  Arabia‟s  Arabian  Light  being  the  chosen  marker  crude.  In  this 

administered pricing system, individual members retained the OSPs for their crudes, but these were now 

set  in  relation  to  the  reference  price.  The  differential  relative  to  the  marker  price  used  to  be  adjusted 

periodically  depending  on  a  variety  of  factors  such  as  the  relative  supply  and  demand  for  each  crude 

variety  and  the  relative  price  of  petroleum  products  among  other  things.  The  flexibility  of  adjusting 

differentials by oil-exporting countries complicated the process of administering the marker price. In the 

slack  market  of  1983,  OPEC  opted  for  a  more  rigid  system  of  setting  price  differentials,  but  it  was 

unsuccessful.  

The Genesis of the Crude Oil Market 

Equity participation and nationalisation profoundly affected the structure of the oil industry. Multinational 

oil companies lost large reserves of crude oil and found themselves increasingly net short and dependent 

on  OPEC  supplies.  The  degree  of  vertical  integration  between  upstream  and  downstream  considerably 

weakened. Oil companies retained both their upstream and downstream assets, but their position became 

more imbalanced and in one direction: the companies no longer had enough access to crude oil to meet 

their  downstream  requirements.  This  encouraged  the  development  of  an  oil  market  outside  the  inter-

multinational  oil  companies‟  trade.  However,  during  the  years  1975−78,  OPEC  countries  remained 

dependent on multinational oil companies to lift and dispose of the crude oil and initially sold only low 

volumes  through  their  national  oil  companies  to  firms  other  than  the  old  concessionaires.  Thus,  at  the 

early stages of the OPEC-administered pricing system, the majors continued to have preferential access to 

crude which narrowed the scope of a competitive oil market.  

The  situation  changed  in  the  late  1970s  with  the  emergence  of  new  players  on  the  global  oil  scene. 

National  oil  companies  in  OPEC  started  to  increase  the  number  of  their  non-concessionaire  customers. 

The appearance of independent oil companies, Japanese and independent refineries, state oil companies, 

trading  houses  and  oil  traders  permitted  such  a  development.  The  pace  accelerated  during  and  in  the 

aftermath of the 1979 Iranian crisis. The new regime in Iran cancelled any previous agreements with the 

oil  majors  in  marketing  Iranian  oil:  they  became  mere  purchasers  as  with  any  other  oil  companies.  In 

Libya,  there  was  a  switch  away  from  the  main  term  contract  customers,  including  majors,  to  new 

customers − primarily governments and state oil corporations. Other OPEC countries followed suit soon 

afterwards.  

During  the  1979  crisis,  spot  crude  prices  rose  faster  than  official  selling  prices.  The  long-term  contract 

represented  an  agreement  between  the  buyer  and  the  seller  that  specified  the  quantity  of  oil  to  be 

delivered while the price was linked to the OPEC marker price. These contracts obliged producers to sell 

certain quantities of oil to the majors at the marker price. This meant that oil companies would have been 

able  to  capture  the  entire  differential  between  official  selling  prices  and the  spot  prices  by  buying  from 

governments  and  selling  in  the  spot  market  or  through  term  contracts  with  other  companies  having  no 

direct  access  to  producers.  This  was  unacceptable  to  producers  and  governments  started  selling  their 

crude  oil  directly  to  third-party  buyers  (Stevens,  1985).  Faced  with  a  large  number  of  bidders,  small 

OPEC producers such as Kuwait began to place an official mark-up over the marker price. By abandoning 

their long-term contracts, the producers had the freedom to sell to buyers who offered the highest mark-up 

over the marker price.

13

 The result was that the majors lost access to large volumes of crude oil that were 

available to them under long-term contracts. This had the effect of dramatically worsening the imbalance 

                                                           

13

 Saudi Arabia was a major exception to this behaviour. They maintained their long-term contracts with the four 

Aramco concessionaires (Exxon, Chevron, Texaco and Mobil) who continued to obtain oil at the OPEC official 

price and enjoyed what their competitors referred to bitterly as the „Aramco advantage‟.  

18 

 

within oil companies and reduced the degree of integration between downstream  and upstream with the 

latter becoming only a small fraction of the former.  

Faced with this virtual disruption of traditional supply channels, multinational oil companies were forced 

to enter the market. This had a profound effect on oil markets as de-integration and the emergence of new 

players expanded the external market where buyers and sellers engaged in arm‟s-length transactions. The 

crude market became more competitive and the majority of oil used to move through short-term contracts 

or  the  spot  market.  Prior  to  these  developments,  the  spot  market  had  consisted  of  a  small  number  of 

transactions usually done under distressed conditions, for the disposal of small amounts of crude oil not 

covered by long-term contracts.  

The Collapse of the OPEC Administered Pricing System 

The decline in oil demand in the mid 1980s caused by a worldwide economic recession and the growth in 

non-OPEC crude oil production responding to higher oil prices and taking advantage of new technologies 

represented major challenges to OPEC‟s administered pricing system and were ultimately responsible for 

its demise. New discoveries in non-OPEC countries meant that significant amounts of oil began to reach 

the  international  market  from  outside  OPEC.

14

  This  increase  in  supply  also  meant  an  increase  in  the 

number and diversity of crude oil producers who were setting their prices in line with market conditions 

and hence proved to be more competitive. The new suppliers  who ended up having more crude oil than 

required  by  contract  buyers  secured the  sale  of  all  their  production  by  undercutting  OPEC  prices  in  the 

spot market. Buyers who became more diverse were attracted to these offers of competitive prices. With 

the continued decline in demand for its oil, OPEC saw its own market share in the world‟s oil production 

fall from 51% in 1973 to 28% in 1985. 

Under  these  pressures, disagreements  within  OPEC  began  to  surface.  Saudi  Arabia  used to  lose  market 

share  with  every  increase  in  the  marker  price  and  hence  opposed  them  while  other  OPEC  members 

pushed for large increases. At times, disagreements within OPEC led to the adoption of a two-tiered price 

reference structure. This emerged first in late 1976 when Saudi Arabia and UAE set a lower price for the 

marker crude than the rest of OPEC.

15

 It was repeated in 1980 when Saudi Arabia used $32 per barrel for 

the marker while the other OPEC  members used the per barrel marker of $36. Thus, two new concepts 

were introduced: the actual marker price which was fixed by Saudi Arabia and the deemed marker price 

which was fixed by the rest of OPEC (Amuzegar, 1999).  

It became clear by the mid 1980s that the OPEC-administered oil pricing system was unlikely to hold for 

long and OPEC‟s or more precisely Saudi Arabia‟s, attempts to defend the marker price would only result 

in  loss  of  market  share  as other  producers  could  offer  to  sell  their  oil  at  a  discount  to  the  administered 

price of Arabian Light. As a result of these pressures, the demand for Saudi oil declined from 10.2 million 

b/d in 1980 to 3.6 million b/d in 1985.

 

 

In  1986  and  for  a  short  period  of  time,  Saudi  Arabia  adopted  the  netback  pricing  system  to  restore  the 

country‟s  market  share.

16

  Soon  after  other  oil  exporting  countries  followed  suit.  The  netback  pricing 

                                                           

14

 This process began well before the 1970s. The North Sea attracted oil companies from the early 1960s and the 

first rounds of leasing were awarded in 1964 and 1965. In 1969, oil was found in the Norwegian sector and in 1970 

a major find (the Ekofisk field) was confirmed. In the UK sector, Amoco found in 1969 some oil but it was deemed 

to be non-commercial. In 1970, BP drilled the exploratory well that found the Forties field. One year later, Shell-

Esso discovered the Brent field (Parra, 2004). It is important to note that all these major discoveries preceded the 

large rise in oil prices. Seymour (1990) shows that half of the increase in non-OPEC supply over the 1975−85 period 

would have materialised regardless of the level of oil prices.     

15

 This two-tier pricing system lasted until July 1977 when Saudi Arabia and UAE announced acceptance of the 

price $12.70 for the marker crude.  

16

 For a detailed analysis of the netback pricing system and the 1986 price collapse, see Mabro (1986). 

19 

 

system  provided  oil  companies  with  a  guaranteed  refining  margin  even  if  oil  prices  were  to  collapse.

17

 

Under  this  system,  refineries  had  the  incentive  to  run  at  a  high  capacity  leading  to  an  oversupply  of 

petroleum  products.  Lower  product  prices  pulled  down  crude  oil  prices  and  caused  the  collapse  of  the 

crude oil price from $26.69 on 1 July, 1985 to $9.15 a barrel on the 21 July, 1986.

18

 Out of the 1986 oil 

price crisis, the current „market-related‟ oil pricing system emerged. However, the transition did not occur 

instantaneously. In 1987, Saudi Arabia reverted back to official pricing for a short period of time, but its 

position was untenable as many other oil exporting countries have already made the switch to the more 

flexible market-related pricing system. The date as to when Saudi Arabia explicitly adopted the pricing 

formulae  is  not  clear  but  it  might  have  occurred  sometime  in  1987  (Horsnell  and  Mabro,  1993).  This 

opened a new chapter in the history of the oil market which saw OPEC abandon the administered pricing 

system and transfer the pricing power of crude oil to the so-called market.