An Anatomy of the Crude Oil Pricing System

Table 3: Spot Market Traded Volumes in May 2007 (May traded during May Trade Month)

 

 

Window 

Entire Day (Argus) 

Window % of Total 

LLS 

0 

446,920 

0% 

WTI Diff to CMA 

26,425 

378,445 

7% 

Mars 

5,418 

185,252 

3% 

WTS 

1,000 

154,706 

1% 

WTI Midland 

3,000 

138,470 

2% 

HLS 

1,000 

100,032 

1% 

WTI P-Plus 

1,000 

88,802 

1% 

Eugene Island 

0 

40,044 

0% 

Poseidon 

0 

73,857 

0% 

SGC 

0 

22,100 

0% 

Bonito 

0 

9,140 

0% 

 

37,843 

1,637,768 

2.31% 

Source: Argus (2007) 

 

One response to such a criticism is that if some market participants think that prices in the window are not 

reflecting  accurately  the  price  of  an  oil  barrel  at  the  margin,  then  those  participants  should  enter  the 

                                                           

39

 

Platts (2010 b), Platts Oil Pricing and MOC Methodology Explained, The McGraw Hill Companies, June. 

40

 Argus Global Markets (2007), Liquidity and Diversity Prevail, 24 September, p. 15. 

41

 There are other markets, such as Asian products which would show in contrast very high % figures for Platts 

„window‟ trades. Ultimately market participants decide upon which and whose pricing system and by implication, 

methodology, they wish to use. However, once a critical mass of players is using one in a market or series of 

markets, it is difficult and expensive to make a switch. 

33 

 

window and exert their influence on the price. However, in some markets, there might be barriers to entry 

preventing such an adjustment mechanism from taking place. For instance, in the context of Dubai, Binks 

(2005) argues that „participation (in the window) requires knowledgeable and experienced trading staff. 

And many of the national oil companies that represent end-users in Asia are not allowed to participate in 

speculative trading. For the same reason, Middle East producers will not participate in the partials market. 

Even  independent commercial  buyers  without these restraints  in  Asia feel reluctant to participate  in  the 

partials trade out of concern that doing so could threaten their relations with Middle Eastern producers‟.

42

 

It  is  important  to  note  that  while  some  barriers  such  as  having  experienced  and  professional  staff  and 

qualified companies with the necessary logistics to execute physical trades can be considered as „natural 

barriers‟, others barriers arise due to policy and strategic choices which limit the trading activity in the 

window to a small group of what so called „professionals‟.

43

  

Market participants are under no legal or regulatory obligation to report their deals to PRAs or any other 

body for that matter. Whether participants decide to share information depend on their willingness, their 

reporting  policies,  and  their  interest  in  doing  so.  In  the  US,  the  system  is  voluntary,  but  one  potential 

interpretation of the Sarbanes-Oxley legislation is that companies must report all or nothing, and cannot 

„selectively‟ disclose information.

44

 Many companies have reporting policies that only bind them to report 

deals that take place at a certain time of day, or in certain regional markets. In some markets such as the 

US, confidentiality concerns dictate that some PRAs do not publish the names of the counterparties to  a 

deal.  To  ensure  enough  reporting  takes  place,  PRAs  such  as  Argus  sign  confidentiality  agreements  to 

facilitate deal reporting in the US though companies may have the incentive to report prices without such 

agreements. Since market  participants have different interests and different positions, some traders may 

have the incentive to manipulate prices by feeding false information to reporters though there have been 

regulatory  efforts  to  limit  such  behaviour.  In  the  US,  the  Commodity  Futures  Trading  Commission 

(CFTC)

45

,  the  Federal  Energy  Regulatory  Commission  (FERC),  and  the  Federal  Trade  Commission 

(FTC)

46

  have  passed regulations  that  prohibit  false  reporting.  In  the  EU,  the  Market  Abuse  Directive  is 

                                                           

42

 Some interviewees also pointed to the high subscription cost involved in the entry of E-window, by which Platts is 

assessing larger number of markets.

 

43

 One interviewee considers this aspect as necessary otherwise enlarging the base of participants may create 

logistical and serious performance issues, including safety issues.   

44

  Initially  a  law/regulation  was  passed  in  2000  by  the  SECURITIES  AND  EXCHANGE  COMMISSION  (SEC) 

known as Regulation FD (Fair Disclosure). This came out of and expands upon the Insider Trading law framework 

and  pertains  to  equities  reporting.  Sarbanes-Oxley  Act  expanded  on  this  regulation.  The  Act  deals  with  voluntary 

reporting areas. The obligation is stated that should you volunteer to report information, the obligation is to report 

that  information  fully.  However,  companies  are  not  required  to  report  trades  to  the  PRAs.  Lobo  and  Zhou  (2006) 

investigated the change in managerial discretion over financial reporting following the Sarbanes-Oxley Act and find 

an increase in conservatism in financial reporting.  

45

 On November 3, 2010, the CFTC and the Securities and Exchange Commission (SEC) proposed rules under the 

new  anti-manipulation  and  anti-fraud  provisions  of  the  Dodd-Frank  Wall  Street  Reform  and  Consumer  Protection 

Act. One of the proposed rules states that, “It shall be unlawful for any person, directly or indirectly, in connection 

with  any  swap,  or  contract  of  sale  of  any  commodity  in  interstate  commerce…  to  intentionally  or  recklessly:….. 

make, or attempt to  make, any  untrue or  misleading statement of a  material  fact or to omit to state a  material fact 

necessary in order to make the statements  made not untrue or misleading…. deliver or cause to be delivered….by 

any  means  of  communication  whatsoever,  a  false  or  misleading  or  inaccurate  report  concerning  crop  or  market 

information or conditions that affect or tend to affect the price of any commodity in interstate commerce, knowing, 

or  acting  in  reckless  disregard  of  the  fact  that  such  report  is  false,  misleading  or  inaccurate.  Source: 

http://www.cftc.gov/ucm/groups/public/@lrfederalregister/documents/file/2010-27541a.pdf

 

46

 The Energy Independence and Security Act (Energy Act) signed into law December 19, 2007, gives the Federal 

Trade  Commission  (FTC)  new  authority  to  police  “market  manipulation”  and  “false  reporting”  in  the  petroleum 

industry  joining  the  Federal  Energy  Regulatory  Commission  (FERC)  and  the  U.S.  Commodity  Futures  Trading 

Commission (CFTC) in this role. In section 812, the FTC is given the authority to act against false reporting in the 

petroleum industry. FTC‟s authority however is limited to the false reporting of wholesale transactions and those “to 

34 

 

also meant to perform a similar role, though its impact on price reporting is not yet clear.  As discussed 

above, Platts relies on a more structured system for gathering information. However traders can undertake 

some  anomalous  deals in  the  Platts  window  by  accepting  high  offers  or  underselling  by  delivering  into 

low bids in an attempt to influence the assessed price. The losses made by such transactions can be more 

than  compensated  by  entering  into  other  contracts  such  as  swaps.  Thus,  PRAs  must  ensure  that  the 

information received is correct and accurate and that deals done in the window are genuine, otherwise the 

whole price discovery process will be undermined. For instance, Platts will not knowingly publish any bid 

or offer that is not within the market range. In addition, when offers are lifted or bids are hit, there is a 

secondary process to ensure that there is no gapping and if such gapping is detected to ensure that price 

assessment process is not affected by it. There are also other mechanisms to avoid the influence of non-

repeatable deals.  

In a liquid market, false reporting can be less of a problem as reporters could observe concluded deals and 

confirm the information they obtain from both parties. At the same time, reporters will make use of the 

regular flow of information originating from the futures and OTC markets. In contrast, in illiquid markets, 

a  small  number  of  reported  deals  or  a  few  bids  and  offers  can  heavily  influence  the  price  assessment 

process.  In  days  when  reporters  cannot  observe  active  buyers,  sellers  or  transactions  to  determine  the 

price or simply when such deals do not exist,

 47

 PRAs rely on a variety of sources of information sources 

or market talk to make „intelligent assessments‟.

48

  In  such  circumstances,  the  reporter  will  look  at  bids 

and  offers  from  other  markets,  draw  comparisons  with  similar  crudes  but  with  higher  trading  activity, 

analyse forward curves, survey market participants‟ opinions, and assess spread across markets to reach a 

price  assessment.  In  fact,  in  some  instances,  as  in  illiquid  markets,  the  price  assessment  could  be  more 

accurate in the absence of transactions, if these transactions were intended to manipulate the oil price. 

In some instances, a PRA can retrospectively correct previously unidentified assessment errors. There are 

some instances in which traders may dispute the assessed price reached by a PRA. There is no evidence to 

suggest that this problem is widespread, but from time to time these disputes filter into media reports. For 

instance,  in  29  April  2010,  Platts  assessed  the  value  of  the  June  and  July  cash  BFOE  spread  at  minus 

$0.68 a barrel. Some brokers in the market claimed that Platts assessment of the differential is inaccurate. 

Based on information  from  the  futures  market  and the  EFP, these  brokers  claimed  that  the  value  of the 

differential should have been minus $0.94 a barrel.

49

 Regardless of which value is more accurate, what is 

important  to  note  that  if  such  disputes  over  price  assessments  ever  arise  there  is  no  supervisory  or 

regulatory authority which would look into these claims and counter-claims.     

In  order  to  safeguard  the  price  assessment  process,  PRA  seek  to  verify  the  accuracy  of  the  information 

they receive and when they are unable  to do so they retain the right to exclude data and information.  In 

this way, they guard against false data distorting their assessments. They also undertake many procedures, 

both within their own organisations as well as in relation to outside participants. For instance, Platts has 

control on the parties that can participate in the window. The companies behind every bid and offer must 

be clearly identified with a track record of operational and financial performance and  be recognisable in 

the market. Trading is closely monitored and those participants that fail to meet editorial standards and/or 

                                                                                                                                                                                           

a  Federal  Department  or  agency.”  It  remain  unclear  if  the  Energy  Act  encompasses  the  reporting  of  false  or 

misleading information publicly into the market or to private organizations or PRAs. 

47

 It should be noted that when this is the case, companies who sign contracts linked to PRA prices tend not to use 

pricing centres that are illiquid. They know that no matter how well the PRA does their job the price may be volatile 

or unresponsive. In many cases, the PRA chooses not to assess a crude or product because the market is too illiquid, 

or there are insufficient parameters available to make an assessment based on correlative data points.  

48

 Intelligent assessment refers to the process of assessing prices in illiquid markets where transactions are not 

observable to reporters. 

49

 Paddy Gourlay “Dated Brent Assessment Sparks Calls For Methodology Change”, Dow Jones Newswires, 30 

April 2010 

35 

 

make  spurious  offers  and bids  are  expelled from  the  window.

50

  Concluded transactions  between  parties 

are sometimes subject to verification by the various price reporting agencies; spurious deals are excluded 

from  the  assessment  process.  PRAs  may  request  documentation  for  concluded  deals  such  as  contract 

documentation or other supporting materials such as loading and inspection documents.

51

  

Another  important  dimension  is  compliance  procedures  within  PRAs.  The  accuracy  of  the  price 

assessment will depend primarily on the policies, procedures and training put in place by the PRA. Such 

procedures  are  needed to  ensure both internal and  external  independence  and to ascertain  that  reporters 

are  following  the  same  rules,  reporting  procedures  and  methodology  as  set  out  by  the  RPA.  All  the 

regulations  and  compliance  procedures  are  designed  and  enforced  internally  without  being  subject  to 

governments‟  regulations  or  supervisory  oversight.  However,  in  theory,  the  incentive  to  self-regulate  is 

very strong. Any reputational damage due to error of design, fraud, use of insider information, or a market 

perception  that  PRAs  are  herded  by  one  party  would  imply  a  loss  of  confidence  and  would  eventually 

lead  to  their demise.  If  PRAs  produce  regularly  inaccurate  prices,  they  will cease  to  exist  because  their 

subscribers will shift to another service.

52

  

                                                           

50

 Nevertheless, concerns still arise that such procedures will not stop companies from using the Platts window as a 

way of executing a wash trade, or trading only to set the index on index-related deals done earlier in the day. Platts 

cannot track every deal down to the contract level and ask for documentary bona fides. 

51

 It is highly unlikely however that a PRA requesting this information would always receive it, and certainly not in 

a timely enough manner to have any impact on price assessments on a given day. 

52

 One anonymous interviewee noted that in theory this may be true in a competitive environment but not in the case 

of oil PRAs where the market is characterised by almost a duopoly.   

36 

 

5. The Brent Market and Its Layers 

The Brent market in the North Sea assumes a central stage in the current oil pricing system. The prices 

generated in the Brent complex constitute the main price benchmarks on the basis of which 70 percent of 

international  trade  in  oil  is  directly  or  indirectly  priced.  In  the  early  1980s,  the  Brent  market  only 

consisted of the „spot‟ market (known as Dated Brent) and the informal forward physical market. Since 

that time, the Brent market has grown in complexity and is currently made up of a large number of layers 

including  a  highly  liquid  futures  and  swaps  markets  in  which  a  variety  of  financial  instruments  are 

actively traded by a wide range of players. As noted by Horsnell (2000), the Brent market was not pre- 

designed and grew more complex according to the needs of market participants. 

A number of special features favoured the choice of Brent as a benchmark. The geographic location of the 

North Sea which is close to the refining centres  in Europe and the US gives it an advantage over other 

basins.  Brent  is  waterborne  crude  and  is  transferred  by  tankers  to  European  refiners  or,  when  arbitrage 

allows, across the Atlantic Ocean to the US. The introduction of tax regulations on the UK North Sea in 

1979 provided oil companies with the incentive to trade and re-trade their output in the spot market which 

gave  rise  to  an  actively-traded  spot  market  in  Brent.

53

  Furthermore,  in  the  mid  1980s,  the  volume  of 

production  of  the  Brent  system  was  quite  large  (around  885,000  b/d  in  1986)  which  ensured  enough 

physical liquidity for trading. But similar bases of physical liquidity could also be found in other regions 

of  the  world,  especially  in  Gulf  countries  which  constitute  the  largest  physical  base  in  the  crude  oil 

markets. Thus, the volume of production, although important, is not the determining factor for a crude oil 

to  emerge  as  an  international  benchmark.  An  important  determinant  is  the  legal,  tax,  and  regulatory 

regime  operating  around  any  particular  benchmark.  Brent  has  the  UK  government  overseeing  it  and  a 

robust legal regime. Horsnell and Mabro (1993) identify additional determinants, the most important of 

which  is  ownership  diversification.  The  commodity  underlying  the  forward/futures  contracts  should  be 

available from a wide range of sellers. Monopoly of production increases the likelihood of squeezes and 

manipulation, increasing in turn the risk exposure of buyers and traders who would be reluctant to enter 

the market in the first place (Newbery, 1984). Most countries in OPEC are single sellers and hence OPEC 

crudes did not and still do not satisfy this criterion of ownership diversification. Monopoly of production 

also  prevented  the  development  of  a  complex  market  structure  in  other  markets  with  a  larger  physical 

base such as Mexico. This  is in  contrast  to  the  Brent  market  which  has  always  been  characterised  by a 

large number of companies with entitlement to the production of Brent (see Figure 6). The widening of 

the definition of the benchmark to include other crude streams  over the years has reinforced this aspect 

and resulted in an even higher degree of ownership diversification. Another important aspect is the degree 

of concentration in the physical delivery infrastructure. Here the degree of concentration is much higher. 

For  instance,  the  Forties  Pipeline  System  (FPS)  which  collects  oil  and  gas  liquids  from  over  50  fields 

through a complex set of pipelines is 100% BP-owned.

54

 

    

 

 

 

 

 

 

                                                           

53

 See Argus (2010), Argus Guide to Crude and Oil Products Markets, January.  

54

 BP Website: 

https://www.icmmed0ty.com/fps/content/brochure/brochure.asp?sectionid=1

 

 

37 

 

Figure 6: Brent Production by Company (cargoes per year), 2007 

 

Source: Bossley, L. (2007), Brent: A User‟s Guide to the Future of the World Price Marker, London: CEAG, p.83.   

The Physical Base of North Sea 

Crude  oil  in  the  North  Sea  consists  of  a  wide  variety  of  grades  which  include  Brent,  Ninian,  Forties, 

Oseberg, Ekofisk, Flotta, and Statfjord just to mention few. In the early stages of the current oil pricing 

system, Brent acted as a representative for North Sea crude oil and price reporting agencies relied on the 

trading activity in this grade to identify the price of the benchmark. The Brent is a mixture of oil produced 

from  separate  fields  and collected through  a  main  pipeline system  to  the terminal at  Sullom  Voe in the 

Shetland  Islands,  UK.  From  the  mid  1980s,  the  production  of  Brent  started  to  decline,  falling  from 

885,000  b/d  in  1986  to  366,000  b/d  in  1990  (see  Table  4  below).    Low  physical  production  caused 

distortions, manipulation, and squeezes leading the Brent price to disconnect from the rest of grades with 

far-reaching effects.

55

 To avoid potential distortions and squeezes, the Brent system was comingled with 

Ninian in 1990 leading to the creation of a new grade known as the Brent Blend while Ninian ceased to 

trade  as  a  separate  crude  stream.  The  co-mingling  of  the  Brent  and  the  Ninian  systems  alleviated  the 

problem  of  declining  production  level  with  the  combined  production  reaching  856,000  b/d  in  1992,  as 

shown in the table below. Thereafter, however, the production of Brent Blend started to decline, falling to 

around 400 thousand b/d in 2001. In terms of cargoes, this represented around 20 per month, or less than 

one cargo per day.  

Table 4: Oil Production By Brent and Ninian System (Thousand Barrels/Day) 

 

1986 

1987  1988  1989  1990(a)  1990(b)  1990 

1991 

1992 

Brent System 

885 

791 

734 

503 

450 

320 

396 

450 

547 

Ninian System 

346 

302 

373 

374 

366 

345 

357 

324 

309 

Total Blend 

885 

791 

734 

503 

450 

665 

540 

773 

856 

Notes: 

(a)  January 1 to July 31 1990 before comingling 

(b)  August 1 to December 31 1990 after co-mingling 

Source: Horsnell and Mabro (2003) 

                                                           

55

 See for Instance, Liz Bossley (2003), Battling Benchmark Distortions”, Petroleum Economist, April. 

4  2 

1 

23 

1 

4 

53 

5 

1 

35 

2 

10 

2 

2 

3 

38 

1 

31 

AGIP (ENI)

Amerada HESS

BGGROUP

BPPLC

CHALLENGER

CHEVRONTEXACO

CNR

DANA

DYAS

EXXONMOBIL

ITOCHU

LUNDIN

MARUBENI

MITSUBISHI

PALACE E&P

SHELL

STATOIL ASA

TFE

38 

 

 

In July 2002, Platts broadened its definition of the benchmark Dated Brent to include Forties (UK North 

Sea)  and  Oseberg  (Norway)  for  assessment  purposes  and  as  deliverable  grades  in  the  Brent  Forward 

contract. Forties is a mixture of oil produced from separate fields and collected by pipeline to the terminal 

in  Hound  Point  in  the  UK.    Oseberg  is  a  mixture  of  oil  produced  from  various  Norwegian  fields  and 

collected  to  the  Sture  terminal  in  Norway.  The  new  benchmark  was  known  as  Brent-Forties-Oseberg 

(BFO).  The  inclusion  of  these  two  grades  increased  the  production  volume  of  the  benchmark.  It  also 

resulted  in  the  distribution  of  cargoes  over  a  wider  range  of  companies  with  none  having  a  dominant 

position. However, as seen from the graph below, the production of BFO started its decline, falling from 

63 cargoes a month in August 2004 to around 48 cargoes in the first months of 2007. In early 2007, BFO 

production amounted to less than 30 million barrels a month, distributed over more than 55 companies.