An Anatomy of the Crude Oil Pricing System



Yüklə 1,86 Mb.
Pdf görüntüsü
səhifə4/13
tarix10.10.2019
ölçüsü1,86 Mb.
#29317
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13
Article An Anatomy of the Crude Oil Pricing System


 

                                                           

24

 Platts continues to call the physical market Dated Brent or Dated North Sea Light while Argus calls it North Sea 



Dated. As shall be discussed later, the continued use of the term „Dated Brent‟ by Platts and much of the industry is 

not an arcane point, because the price of physical Dated Brent cargoes will be different from its „Dated Brent‟ price. 

The prices of physical Brent, Forties and Oseberg all differ from the (Argus) North Sea Dated/(Platts) Dated Brent 

value. 


25

 Some governments (Oman, Qatar, Abu Dhabi, Malaysia, and Indonesia) do not use benchmarks at all and instead 

set their own official selling prices (OSPs) on a monthly basis. These can be set retroactively or retrospectively.    

-10.00


-5.00

0.00


5.00

10.00


15.00

Jan


 0

0

M



ay

 0

0



S

ep

 0



0

Jan


 0

1

M



ay

 0

1



S

ep

 0



1

Jan


 0

2

M



ay

 0

2



S

ep

 0



2

Jan


 0

3

M



ay

 0

3



S

ep

 0



3

Jan


 0

4

M



ay

 0

4



S

ep

 0



4

Jan


 0

5

M



ay

 0

5



S

ep

 0



5

Jan


 0

6

M



ay

 0

6



S

ep

 0



6

Jan


 0

7

M



ay

 0

7



S

ep

 0



7

Jan


 0

8

M



ay

 0

8



S

ep

 0



8

Jan


 0

9

M



ay

 0

9



S

ep

 0



9

Jan


 1

0

Saudi Arabia



Light-33.0

Saudi Arabia

Arab Medium-3.5

Saudi Arabia

Arab Heavy-27.6


25 

 

Table 1: Main Benchmarks Used in Formula Pricing 



 

Asia 

Europe 

US 

Saudi Arabia 

Oman and Dubai 

BWAVE from Jul.'00, Dated Brent 

Until Jun.'00 

ASCI from 

Jan.2010, WTI 

until Dec.'09 

Iran 

Oman and Dubai 



BWAVE from Jan.'01, Dated 

Brent Until Dec.'00 

  

Kuwait 


Oman and Dubai 

BWAVE from Jul.'00, Dated Brent 

Until Jun.'00 

ASCI from 

December 2009 ; 

Previously WTI   

Iraq (Basrah 

Blend) 


Oman and Dubai 

Dated Brent 

ASCI from April  

2010, Previously  

WTI Second 

Month 


Nigeria 

 

Dated Brent 



Brent 

Mexico (Maya 

Blend) 

 

Dated Brent x0.527  



+ 3.5%HSFO x0.467 

- 1%FO x.25 

+ 3.5%FO x0.25‟ 

WTS x0.4 

+ 3%HSFO x0.4  

+ LLS x0.1  

+ Dtd.Brent x0.1 

 

The  pricing  may  be  based  on  „physical‟  benchmarks  such  as  Dated  Brent  or  on  the  financial  layers 



surrounding  these  physical  benchmarks  such  as  the  Brent  Weighted  Average  (BWAVE),  which  is  an 

index calculated on the basis of prices obtained in the Brent futures market. Specifically, the BWAVE is 

the weighted average of all futures price quotations that arise for a given contract of the futures exchange 

during a trading day, with the weights being the shares of the relevant volume of transactions on that day. 

Major  oil  exporters  such  as  Saudi  Arabia,  Kuwait  and  Iran  use  BWAVE  as  the  basis  of  pricing  crude 

exports to Europe. As seen from Figure 4 below, the price differential between Dated Brent and BWAVE 

is quite variable with the differential in some occasions exceeding plus or minus three dollars per barrel. 

This is expected as BWAVE is considerably less prompt than Dated Brent and thus variability between 

the  two  should  consider  this  time  basis  issue.

26

  Therefore,  the  choice  of  benchmark  has  serious 



implications  on  government  revenues.  This  is  perhaps  most  illustrated  in  the  recent  shift  from  WTI  to 

ASCI by some Gulf exporters. Figure 5 plots the price differential between the two US benchmarks WTI 

and ASCI. WTI traded at a premium to ASCI through most of this time but occasionally (four significant 

times)  WTI  moved  to  a  discount  when  WTI  collapsed  versus  other  world  benchmarks,  with  the  WTI 

discount  to  ASCI  reaching  close  to  $8/barrel  on  12  February  2009.  The  January/  February  events 

prompted Saudi Arabia to consider alternatives to Platts WTI cash assessment. 

 

 

 

 

 

                                                           

26

 Furthermore, as volatility is strongly backwardated itself along its own forward curve for most markets, this is 



also a relevant factor. 

26 

 

Figure 4: Price Differential between Dated Brent and BWAVE ($/Barrel) 

 

Source: Petroleum Intelligence Weekly 



 

Figure 5: Price Differential between WTI and ASCI ($/Barrel) (ASCI Price=0) 

 

Source: Argus 



Given  the  central  role  that  benchmarking  plays  in  the  current  oil  pricing  system,  it  is  important  to 

highlight some of the main features of the most widely used benchmarks. First, unlike the futures market 

where  prices  are  observable  in  real  time,  the  reported  prices  of  physical  benchmarks  are  „identified‟  or 

„assessed‟  prices.  These  assessments  are  carried  out  by  oil  pricing  reporting  agencies,  the  two  most 

important of which are Platts and Argus.

27

 Assessments are needed in opaque markets such as oil where 



physical transactions concluded between parties cannot be directly observed by market participants. After 

all, parties are under no obligation to report their deals. Assessments are also needed in illiquid markets 

                                                           

27

  There  are  other  PRAs  but  these  are  often  more  specialised  such  as  OMR  (focus  on  Germany,  Austria,  and 



Switzerland), APPI (focus on Asia), RIM (focus on Asia), ICIS-LOR (focus on petrochemicals) and OPIS (focus on 

US).  In  December  2010,  Platts  announced  an  agreement  to  acquire  OPIS.  The  acquisition  is  expected  to  be 

completed in the first half of 2011, subject to regulatory approval. 

-5.00


-4.00

-3.00


-2.00

-1.00


...

1.00


2.00

3.00


4.00

-10.00


-8.00

-6.00


-4.00

-2.00


0.00

2.00


4.00

6.00


8.00

ASCI


WTI vs ASCI

27 

 

where not enough representative deals or where no transactions take place. Oil reporting agencies assess 



their prices based on information on concluded deals which they observe, or bids and offers, and failing 

that  on  market  talk,  other  private  and  public  information  gathered  by  reporters,  and  information  from 

financial markets. It is important to note that PRAs do not use in all markets a hierarchy of information 

cascading down from deals to bids and offers, which would imply that deals are the best price discovery 

and bids/offers are a poorer alternative. The methodology may vary from market to market in accordance 

with the published methodology for that market. In some markets, bid/offer information takes precedence 

over deals in identifying the published price – e.g. if the deal is either not representative of the market as 

defined in the methodology, or was done earlier or later in the day to the prevailing depth of market. In 

other markets, price identification relies on observed deals. For instance, Argus‟ main benchmark ASCI is 

entirely deal based. Most however accept that a done deal does represent the highest form of „proof‟ of 

value,  unless  there  is  a  supervening  issue  with  the  trade‟s  conduct.  If  assessments  are  intended  to 

represent  an  end-of  day  price, analogous  to a  futures  „settlement  „  however,  a fully  evidenced  bid/offer 

spread at a later point when markets have clearly moved in value is an acceptable proxy in the absence of 

a trade . 

Sometimes a distinction is made between prices identified through observed deals or transactions using a 

direct  mathematical  formula  such  as  volume-weighted  average  (referred  to  as  an  index)  and  prices 

identified  through  a  process  of  interpretation  based  on  bids  and  offers,  market  surveys,  and  other 

information gathered by reporters (referred to as  price assessment) (see Argus, 2010). The choice of the 

method varies across markets and depends on the structure of market, particularly on the degree of market 

opaqueness  and  liquidity.  While  an  index  is  suitable  for  markets  with  high  trading  liquidity  and 

transparency, assessments are more suitable in opaque and illiquid markets. In this paper, we do not make 

this distinction and refer to both categories as price assessment. However, regardless of the method used, 

there is an important element of subjectivity involved as the methodology has to be decided by managers 

and  editors.  The  choice  of  methodology  (the  time  window  in  which  the  price  is  assessed,  the  grade 

specification, location) in an index based system is just as subjective as price assessment.  In that respect, 

one approach (index or assessment) is no more subjective than the other.

   

Second,  these  agencies  do  not  always  produce  the  same  price  for  the  same  benchmark  as  these  pursue 



different  methodologies  in  their  price  assessments.  Even  if  price  quotations  are  based  on  a  mechanical 

methodology of deals done, two price reporting services could publish different prices for the same crude 

because their price identification process and the deals they include in the assessment could be different. 

For example, one PRA might use a volume weighted average of transactions between 9.00am and 5.00pm 

while another PRA might use last trade or open bid/offer at specified period of time. Or one PRA might 

include transactions within a 10-21 day price range and another includes transactions in a 10-15 day price 

range.  Or  one  PRA  might  only  include  fixed-price  transactions  and  another  include  fixed-price  and 

formula-related transactions. 

Third,  the  nature  of  these  benchmarks  tends  to  evolve  over  time.  Although  the  general  principle  of 

benchmarking  has  remained  more  or  less  the  same  over  the  last  twenty-five  years,  the  details  of  these 

benchmarks in terms of their liquidity and the type of crudes that are included in the assessment process 

have  changed  dramatically  over  that  period.  The  assessment  of  the  traditional  Brent  benchmark  now 

includes  the  North  Sea  streams  Forties,  Oseberg  and  Ekofisk  (BFOE)  and  that  of  Platts  Dubai  price 

includes  Oman  and  Upper  Zakum.  These  streams  are  not  of  identical  quality  and  often  fetch  different 

prices.    Thus,  the  assessed  price  of  a  benchmark  does  not  always  refer  to  a  particular  „physical‟  crude 

stream. It rather refers to a constructed „index‟

28

 which is derived on the basis of a simple mathematical 



formula which takes the lowest priced grade of the different component crudes to set the benchmark.  

                                                           

28

 This may take the form of a matrix of closely-related prices which use the total physical liquidity by engineering 



price floors and caps to reduce or eliminate the possibility of price distortion or skews. 

28 

 

Table 2 below summarises some basic statistics of the main international benchmarks: BFOE in the North 



Sea,  WTI  and  ASCI  in  the  US,  and  Dubai-Oman  in  the  Gulf.  In  terms  of  production,  the  underlying 

physical base of the benchmark amounts to slightly more than 3 million b/d, i.e., around 3.5% of global 

production. In terms of liquidity, there is wide difference across benchmarks. While in the US the number 

of  spot  trades  per  calendar  month  is  close  to  600,  the  number  of  spot  trades  does  not  exceed  three  per 

month  in  the  case  of  Dubai.  The  divergence  in  liquidity  across  benchmarks  reflects the  low  underlying 

physical  base  and  the  different  nature  of  benchmarks  where  US  crudes  are  pipeline  crudes  with  small 

trading lots whereas Brent and Dubai are waterborne crudes with large trading lots. Table 2 also shows 

that the degree of concentration in traded volumes varies considerably across markets. From the sellers‟ 

side, Dubai, Oman and Forties exhibit a high degree of concentration in the total volume of spot trades 

especially when compared to US markets. From the buyers‟ side, Dubai and Forties exhibit a high degree 

of concentration whereas Oman compares favourably with other benchmarks. 

Table 2: Some Basic Features of Benchmark Crudes 

First-quarter 2010 averages 

by Argus 

ASCI 

WTI CMA 

+ WTI P-

Plus 

Forties 

BFOE 

Dubai 

Oman 

Production (MBPD) 

736 

300-400 


562 

1,220 


70-80 

710 


Volume Spot Traded (MBPD) 

579 


939 

514 


635 

86 


246 

Number of Spot Trades per 

Cal Month 

260 


330 

18 


98 

3.5 


10 

Number of Spot Trades Per 

Day 

13 


16 

<1 



<1 



<1 

Number of Different Spot 

Buyers per Cal Month 

26 


27 

10 



Number of Different Spot 



Sellers per Cal Month 

24 


36 



Largest 3 Buyers % of Total 



Spot Volume 

43% 


38% 

63% 


72% 

100% 


50% 

Largest 3 Sellers % of Total 

Spot Volume 

38% 


51% 

76% 


56% 

100% 


80% 

Source: Argus 

 

 



 

 

 



 

Notes: Daily statistics are per trade day, except production which is per calendar day; Forties: The physical grade 

usually sets North Sea Dated/Dated Brent; BFOE: Forward cash contracts deliverable as physical BFOE cargoes

used in setting the flat price against which North Sea Dated is calculated; Oman: Excludes physical deliveries 

through DME. Estimated deliveries on DME contacts are 300,000-400,000 barrels per day; WTI: Includes cash 

market trade for WTI Calendar Month Average and WTI P-Plus. Cash market at Cushing no longer trades except at 

last three days of trade month as spread for 2

nd

 month. Roll trades are not included here. Also does not include any 



volumes on CME Nymex futures. 

 

Finally, in the last two decades or so, many financial layers (paper markets) have emerged around these 



benchmarks.  These  include  the  forward  market  (in  Brent),  swaps,  futures,  and  options.  Some  of  the 

29 

 

instruments such as futures and options are traded on regulated exchanges such as ICE and CME Group, 



while  other  instruments,  such  as  swaps  and  forward  contracts,  are  traded  bilaterally  over  the  counter 

(OTC). Nevertheless, these financial layers are highly interlinked through the process of arbitrage and the 

development  of  instruments  that  link  the  various  markets  together  such  as  the  Exchange  of  Futures  for 

Swaps (EFS) which allow traders to roll positions from futures to swaps and vice versa. Over the years, 

these  markets  have  grown  in  terms  of  size,  liquidity,  sophistication  and  have  attracted  a  diverse  set  of 

players, both physical and financial. These markets have become central for market participants wishing 

to  hedge  their  risk  and  to  bet  (or  speculate)  on  oil  price  movements.  Equally  important,  these  financial 

layers have become central to the oil price identification process. In Sections 5, 6 and 7, we discuss the 

main  benchmarks  used  in  the  current  oil  pricing  system  and  the  financial  layers  surrounding  these 

benchmarks. 

 

 


30 

 

4.  Oil Price Reporting Agencies and the Price Discovery Process 



The oil price reporting agencies (PRAs) are an important component of the oil industry. The prices that 

these  agencies  identify  or  assess  underlie  the  basis  of  long-term  contracts,  spot  market  transactions, 

futures  markets  contracts  and  derivatives  instruments.  Some  PRAs  argue  that  through  their 

methodological structure for reporting physical transactions, they act as „a mirror to the trade‟ and provide 

„transparency  on  what  would  otherwise  be  a  collection  of  bilateral  deals‟.

29

  However,  as  argued  by 



Horsnell and Mabro (1993:155) oil PRAs are 

far more than mere observers of crude oil and oil product markets. If they were, then their only 

role would be to add to the price transparency of the market. However, deals worth hundreds of 

millions  of  dollars  per  day  ride  on  published  assessment  and  the  nature  and  structure  of  oil 

reporting  create  trading  opportunities  and  new  markets  and  affect  the  behaviour  of  oil  traders. 

Price reporting does more than provide a mirror for oil markets; the reflection in the mirror can 

affect the image itself.    

Indeed,  in  their  attempt  to  identify  the  price  that  reflects  accurately  the  market  value  of  the  oil  barrel, 

PRAs  enter  into  the  decision-making  territory  that  can  influence  market  structure.  For  instance,  Platts 

decides on the time of pricing of oil (the time stamping), the width of the Platt‟s window, the size of the 

parcel  to  be  traded,  the  process  of  delivery,  and  the  time  of  delivery  of  the  contract.  PRAs  make  these 

decisions  on  the  basis  of  regular  consultations  with  the  industry.  In  return,  PRAs  influence  the  trading 

strategies of the various participants and their reporting policies. In fact, new markets and contracts may 

emerge  to  hedge  the  risks  arising  from  some  of  the  decisions  that  PRAs  make.  Even  when  price 

assessments  are  based  on  observed  transactions  and  mathematical  formula,  there  is  still  an  important 

element  of  decision-making  involved  as  this  entails  the  choice  about  the  assumptions  behind  the 

methodology.  Editors and managers  in  PRAs  choose how  to  build  the index  (in  the  case of  Argus) and 

how to allow for non-deals-based methodologies in case of a lack of deals.   

While PRAs have been an integral part of the crude oil market especially since the shift to the market-

related pricing system in 1986

30

, their role has recently been attracting considerable attention. In the G20 



summit  in  Korea  in  November  2010,  the  G20  leaders  called  on  „the  IEF,  IEA,  OPEC  and  IOSCO  to 

produce a joint report, by the April 2011 Finance Ministers‟ meeting, on how the oil spot market prices 

are assessed by oil price reporting agencies and how this affects the transparency and functioning of oil 

markets  „.

31

  In  its  latest  report in  November  2010,  IOSCO  points that „the  core  concern  with respect to 



price  reporting  agencies  is  the  extent  to  which  the  reported  data  accurately  reflects  the  cash  market  in 

question‟.

32

 As discussed below,  the accuracy of price assessments heavily depends on large number of 



factors including the quality of information obtained by the PRA, the internal procedures applied by the 

PRAs and the methodologies used in price assessment.  

To evaluate the role of PRAs in the oil market, it is important to look at three inter-related dimensions: the 

methodology  used  in  identifying  the  oil  price;  the  accuracy  of  price  assessments;

33

  and  the  internal 



measures that PRAs implement to protect their integrity and ensure an efficient price assessment process. 

There  is  a  fundamental  difference  in  the  methodology  and  in  the  philosophy  underlying  the  price 

assessment  process  between  the  various  pricing  reporting  agencies.  As  a  result,  different  agencies  may 

produce  different  prices  for  the  same  benchmark.  Even  if  price  quotations  are  based  on  a  mechanical 

methodology of deals done, two price reporting services could publish different prices for the same crude 

                                                           

29

 Argus Response to the „Report of the Working Group on the Volatility of Oil Prices‟ chaired by Professor Jean-



Marie Chevalier, p.5. 

30

 PRAs assessment were already widely used in the price formation process for refined products prior to 1986. 



31

 G-20 Seoul Summit 2010, THE SEOUL SUMMIT DOCUMENT, Paragraph 61. 

32

 IOSCO (2010), Task Force on Commodity Futures Markets: Report to the G20, November 2010, p. 17. 



33

 Though other attributes such as representativeness and usefulness could also be included. 



31 

 

because their mechanical price identification process could be different. This raises the issue of which of 



the  methods  generates  a  more  accurate  price  assessment.  Given  that  assessed  prices  underlie  long-term 

contracts,  spot  transactions  and  derivatives  instruments,  even  small  differences  in  price  assessments 

between  PRAs  have  serious  implications  for  exporters‟ revenues  and financial  flows  between  parties  in 

financial contracts.  

PRAs  use  a  wide  variety  of  methods  to  identify  the  oil  price  which  may  include  the  volume  weighted 

average system, low and  high deals done, and  market-on-close (MOC). In January 2001, Platts stopped 

using the volume-weighted average system and replaced it with the MOC methodology.

34

 In this system, 



Platts sets a time window, known as the Platts window, and only deals transacted within this time window 

are used to assess the oil price.

35

 The price is assessed on the basis of concluded deals, or failing that, on 



bids  and  offers.  Assessment  will  also  make  use  of  information  from  financial  layers  about  spreads  and 

derivative  „to  help  triangulate  value‟.

36

  Thus,  the  MOC  can  be  thought  of  a  structured  system  for 



gathering information on the basis of which Platts assesses the daily price of key physical benchmarks. In 

a  way,  it  is  similar  to  a  futures  exchange  where  traders  make  bids  and  offers,  but  with  two  major 

differences: the parties behind the bids and offers are known, and Platts decides on the information to be 

considered in the assessment, i.e., the information passes through the Platts filter. These price assessments 

are then transmitted back to the market through a variety of channels. The reason for the shift to MOC is a 

concern  that  „an  averaging  system  for  price  determination  could  result  in  assessments  that  lag  actual 

market  levels  as  deals  done  early  in  an  assessment  period  at  a  level  that  is  not  repeatable,  could 

mathematically drag prices down or up‟ (Platts, 2010a:7).

37

 Thus, Platts emphasises the time sensitivity of 



its assessed prices which are „clearly time-stamped‟ on a daily basis.

38

 Time stamping not only allows for 



an accurate reflection of price levels at particular point in time, but also for accurate assessment of time 

spreads and inter-crude spreads.   

Both the volume-weighted average method and the MOC have received their share of criticism. While the 

volume-weighted  average  method  allows  the  inclusion  of  a  large  number  of  deals  and  hence  is  more 

representative, the method has been criticised as it 

                                                           

34

 In the US, Platts used a volume weighted average for domestic crude. But for products, it has always used a low 



and  high  of  deals  done.  In  the  WTI  crude  market  prior  to  2001  Platts  used  a  volume  weighted  average  of  a  30-

minute  window.  In  Asia,  Platts  used  the  window  or  page  190,  its  first  „market  on  close‟,  also  before  2001.  The 

market on close went global for Platts in 2001. 

35

 It is important to note that the window opens all day and Platts will accept trades, bids and offers at any time of 



the day. But only deals transacted within a specified period of time (for instance from 4:00 to 4:30 for European 

crudes) are considered for assessing the price for that day. Some argue that this may encourage traders to present 

their bids/offers to Platts during this time window in order to maximize their impact on prices.   

36

 Thorne, S. (2010), „A User guide to Platts Assessment Processes‟, Presentation at the Platts Crude Oil 



Methodology Forum 2010, London, May. 

37

 Platts (2010a), Methodology and Specifications Guide: Crude Oil,  The McGraw Hill Companies, October. 



38

 Some commentators consider that through its window, Platts is able to establish the marginal price of oil, which in 

principle should set price for the rest of the market. It is not clear what is meant by the marginal price, but in terms 

of  theory,  the  closest  one  can  think  of  the  Platts‟  window  is  in  terms  of  the  Walrasian  auctioneer.  The  Walrasian 

auctioneer  is  a  fictitious  construct  who  aggregates  traders‟  demand  and  supplies  to  find  a  market  clearing  price, 

through  a  series  of  auctions.  While  Platts  window  resembles  the  Walrasian  auctioneer,  it  differs  fundamentally  in 

many respects such as the existence of transactions costs, barriers to entry and the fact that the auctioneer does not 

perform a passive role in the market. It decides who enters the market and when to the set the price. It has also been 

long realised that trading has a timing dimension. While over time, the number of buyers and sellers may be equal, 

at  any  particular  the  time,  this  is  not  guaranteed  in  which  case  it  is  not  possible  to  find  a  market  clearing  price 

(Demsetz,  1968).  This  could  be  overcome  by  participants  paying  an  immediacy  premium  in  which  case  the 

equilibrium  will  be  characterised  by  two  demand  and  supply  curves  and  two  prices.  Furthermore,  the  literature 

shows that market structure such as the number of players, their size, the timing of entry matters and could affect the 

trading price. Therefore, the actual mechanism used to set the price is not simply a channel, but  is an input into the 

price and as such cannot be ignored (see O'Hara, 1997).              


32 

 

may result in an index that is out of step and not reflective of the actual market price prevailing at the 



close  of  the  day.  This  would  especially  be  the  case  on  days  with  high  volatility.  Trade-  weighted 

averages may also be distorted by the pattern of trading liquidity over the day…. A key weakness in 

all trade-weighted  average assessments is  that they  will lag  the  market  price. They  always  reflect  a 

price that „was‟ rather than the price that „is.‟ (Platts, 2010b:6).

39

 

The main criticism of the MOC methodology is that the Platts window often lacks sufficient liquidity and 



may be dominated by few  players which may hamper the price discovery process. For instance, Argus, 

Platts‟ main competitor, argues that in US crude markets 

MOC  methodology  would  work  if  the  industry  poured  liquidity  into  the  window.  Without  this 

liquidity, the methodology is left to assess the value at the close based on bids, offers and other 

related factors. This  means  that the  price  derived  from  an  MOC  assessment  can  diverge  widely 

from a weighted average of all deals done in the trading day.

40

  

This  divergence  is  expected  given  that  the  average  price  is  different  from  the  stamped  price  and  the 



convergence of the two is just a statistical accident if it ever happens. 

Argus  conducted  a  study  on  the  US  crude  oil  market  in  2007  which  compares  the  spot  market  traded 

volume inside the window with the volume traded during the entire day. The study finds that the volume 

traded within the Platts window constitutes only a very small fraction of daily traded volumes, as seen in 

Table  3  below.    This  applies  to  a  wide  variety  of  US  crudes.  Argus  argues  that  such  low  liquidity  and 

„complete lack of participant breadth‟ raise „serious questions about the efficiency of price discovery‟ in 

the US oil market.

41

  



Yüklə 1,86 Mb.

Dostları ilə paylaş:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13




Verilənlər bazası müəlliflik hüququ ilə müdafiə olunur ©azkurs.org 2024
rəhbərliyinə müraciət

gir | qeydiyyatdan keç
    Ana səhifə


yükləyin