An Anatomy of the Crude Oil Pricing System

Figure 13: Monthly averages of volumes traded of the Light Sweet Crude Oil Futures Contract 

 

Source: CME Group  

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

16000000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

56 

 

 

Unlike  the  Brent  futures  contract  (where  delivery  is  elective  via  the  EFP  mechanism),  the  Light  Sweet 

Crude Oil Futures contract is fully physically delivered for every contract left open at expiry by default.  

It  specifies  1,000  barrels  of  WTI  to  be  delivered  at  Cushing,  Oklahoma.  The  contract  also  allows  the 

delivery  of  domestic  types  of  crude  (Low  Sweet  Mix,  New  Mexican  Sweet,  North  Texas  Sweet, 

Oklahoma  Sweet,  and  South  Texas  Sweet)  and  foreign  types  of  crude  (Brent  Blend,  Nigerian  Bonny 

Light and Qua Iboe Norwegian Oseberg Blend and Colombian Cusiana) against the futures contract. It is 

important to note though that only a small percentage of the volume traded is physically settled with most 

of  the  physical  settlement occurring  through the  EFP  mechanism.  EFP  provides  a  more  flexible  way  to 

arrange physical delivery as it allows traders to agree on the location, grade type, and the trading partner.  

Crude  oil  futures  contracts  are  traded  for  up  to  nine years  forward.  However,  liquidity  tends  to  decline 

sharply for far away contracts (see Figure 14). For instance, on October 19, 2010 the bulk of the trading 

activity concentrated on the December 2010 contract. There is some liquidity up to one year ahead, but as 

we  move  towards the  back  end of the  futures  curve,  liquidity  tends to  decline  sharply.  For instance,  on 

October 19, 2010, the traded volume of December 2017 and December 2018 contracts stood at  33 and 4 

contracts respectively. 

Figure 14:Liquidity at Different Segments of the Futures Curve (October 19, 2010) 

 

  Source: CME Group Website 

 

In  addition  to  the  futures  and  option  contracts,  a  group  of  OTC  financial  instruments  link  to  the  WTI 

complex,  allowing  participants  to  use  more  customised  instruments  than  those  available  in  the  futures 

market.  As  discussed  in  the  case  of  Brent,  a  large  fraction  of  OTC  deals  linked  to  WTI  are  using  the 

clearing facilities of the CME Group or ICE. The CME group lists more than 90 OTC financial contracts 

for  crude  oil  that  are  cleared  on  its  exchange.  Contracts  such  as  the  WTI-Brent  (ICE)  Calendar  Swap 

Futures  and  the  WTI  Calendar  Swap  Futures  are  more  customised  and  are  traded  OTC  but  cleared 

through the exchange.  

The Price Discovery Process in the US Market 

Unlike the Brent market, trading in the US pipeline market is of smaller volumes typically around 30,000 

barrels  compared  to  600,000  barrels  in  the  Brent  market.  Trade  in  small  volumes  has  increased  the 

diversity and number of players who find it easier to obtain the necessary credit and storage facilities to 

participate in the US market. Furthermore, the US market has maintained its liquidity despite the decline 

460127 

20991 

4 

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

500000

N

o

v

-1

0

F

eb

-1

1

M

ay

-1

1

A

u

g

-1

1

N

o

v

-1

1

F

eb

-1

2

M

ay

-1

2

A

u

g

-1

2

N

o

v

-1

2

F

eb

-1

3

M

ay

-1

3

A

u

g

-1

3

N

o

v

-1

3

F

eb

-1

4

M

ay

-1

4

A

u

g

-1

4

N

o

v

-1

4

F

eb

-1

5

M

ay

-1

5

A

u

g

-1

5

N

o

v

-1

5

F

eb

-1

6

M

ay

-1

6

A

u

g

-1

6

N

o

v

-1

6

F

eb

-1

7

M

ay

-1

7

A

u

g

-1

7

N

o

v

-1

7

F

eb

-1

8

M

ay

-1

8

A

u

g

-1

8

N

o

v

-1

8

57 

 

in physical production and consolidation within the industry.  In 2009, the combined  spot-market traded 

volume for twelve US domestic grades (for the month of April) stood at more than 1.8 mb/d

77

 (see Figure 

15) which is much higher than other benchmarks including BFOE, Oman and Dubai.  

Figure 15: Spot Market Traded Volumes (b/d) (April 2009 Trade Month) 

 

Source: Argus (2009), „Argus US Crude Prices Explained‟, 24 September

 

Most  of  those  crudes  imported  into  the  US  and  sold  in  the  spot  market  are  linked  to  WTI  with  some 

exceptions  such  as  Iraq,  Kuwait  and  Saudi  Arabia‟s  sales  to  the  US  which  are  linked  to  ASCI;  some 

imports from West Africa and the North Sea which are linked to Dated Brent; and some Canadian East 

Coast  crudes  which  also  link  to  Dated  Brent.  While  producers  still  use  the  „assessed‟  prices  of  WTI  in 

their  pricing  formula,  those  assessments  are  often  made  as  a  differential  to  the  settlement  price  in  the 

futures market. In other words, it is the futures market that sets the price level while „assessed‟ prices by 

oil price reporting agencies set the differentials.  

The physical delivery mechanisms complicate the price assessment process. In the futures market, trading 

in the current delivery month expires on the third business day prior to the twenty-fifth calendar day of 

the month preceding the delivery month. For instance, the March WTI futures contract expires on the 22

nd

 

of February. Under the terms of the futures contract, delivery should be made at any pipeline or storage 

facility in Cushing, Oklahoma and  must take place no earlier than the first calendar day of the delivery 

month (March) and no later than the last calendar day of the delivery month (March).  At expiration, three 

business days are needed for pipeline scheduling to organise the  physical delivery in March. The three-

day  window  between  the  expiration  of  the  monthly  NYMEX  WTI  contract  and  the  deadline  for 

completing  the  shipping  arrangements  (i.e.  between  the  22

nd

  and  25

th

  of  February  in  our  example)  is 

known as the roll period. During this period, the March WTI futures contract has already expired while 

the spot (physical) month is still March.

78

 To derive the spot price of WTI March, PRAs assess the cash 

roll  which  is  the  cost  of  rolling  a  contract  forward  into  the  next  month  without  delivering  on  it.  This 

transaction can also simply be a purchase/sale of current month supply  valued at an EFP to next month 

futures. On the 26

th

 of February, the physical front month becomes April which can then be linked to the 

April WTI futures contract. 

                                                           

77

 Argus (2009), “Argus US Crude Prices Explained”, 24 September. 

78

 In our example, the physical month extends in our example from 26

th

 January through February 25

th

. 

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

58 

 

Historically,  a  large  number  of independent producers  used to  sell  their  crude  oil to  gatherers  based  on 

WTI  posting  plus  (P-Plus),  which  is  the  sum  of  the  wellhead  posted  prices  plus  delivery  costs  into 

Cushing.  Nowadays  the  P-Plus  market  is  widely  used  with  its  sister  market,  the  differential  to  Nymex 

Calendar Monthly Average (CMA) market. The P-Plus market used the Koch posting only as a basis up 

until about 3 years ago when Koch stopped  publishing that. Now companies tend to transact versus the 

ConocoPhillips  posting.  The  value  that  the  differential  to  Postings  (P-Plus)  represents  is  the  value  for 

delivery  into  Cushing  in  the  current  calendar  month,  assuming  a  certain  cost  to  move  the  barrels  to 

Cushing. ConocoPhillips is known to use the Nymex settlement price, adjusted by the cost of moving the 

barrel  to  Cushing,  to  set  the  price  of  the  posting.  This  way  the  CMA  and  P-Plus  markets  are 

mathematically connected and never too far out of synchronisation.  The CMA market has been gaining 

liquidity and is increasingly being used to value prompt crude oil in the US. It is the most active market in 

terms of volumes of spot trade as seen from Figure 15. It is important to note that CMA is an extension to 

the futures market. The CMA market does not trade price levels, but often trades at a differential to the 

WTI futures contract settlement price. CMA and P-Plus have replaced the WTI Cash Window.

79

 

Platts  uses  its  window  to  assess  WTI  differential  to  CMA  and  other  domestic  crudes.  While  the  CMA 

market  is  quite  liquid  with  large  and  diverse  number  of  players,  the  percentage  of  transactions  in  the 

Platts‟ window is only a small fraction of total transactions during the day.

80

  In June 2007 for instance, 

total window trade amounted only to 4% of entire day trade observed by Argus. For all US crudes, total 

window trade amounted to 2.4% of all spot trade.

81

 Some crude streams such as Mars show 19 days of no 

trade in June 2007 and prices were assessed based on bids and offers.

 82

 Furthermore, despite the diversity 

of  players  in  the  market,  the  degree  of  concentration  in  the  window  is  quite  high  with  a  few  players 

dominating the trading activity.

83

  Given these concerns and the fact the CMA is priced as a differential to 

the  price  in  the  futures  market,  it  is  surprising  that  producers  do  not  more  widely  use  futures  prices 

directly  into  their  pricing  formula.

84

  The  WTI  futures  contract  is  a  physical  one  and  the  price  of  the 

futures contract converges to the spot price at the expiration of the contract. Hence, in the case of WTI, 

the use of the futures price instead of assessed prices in the pricing formulae would make little difference. 

The  depth and the high  liquidity  of the futures  market  surrounding  WTI  and the  diversity  of  its  market 

participants  should  incentivise  buyers  and  sellers  to  use  the  futures  price  in  their  formula  pricing.  In 

practice, there is some evidence that the front-month WTI futures price can exhibit high volatility around 

the  expiry  date  in  some  instances,  which  may  partly  explain  the  preference  of  some  traders  to  stick  to 

assessed WTI prices. Furthermore, both the P-Plus and CMA are means of valuing WTI that is one month 

prompter than the promptest futures contract. 

WTI: The Broken Benchmark? 

It has been recognised that the links between the WTI benchmark and oil prices in international markets 

can be at times dictated by infrastructure logistics. In the past, the main logistical bottleneck has been how 

to  get  enough  oil  into  Cushing,  Oklahoma.  In  many  instances,  this  resulted  in  dislocations  with  WTI 

rising to high levels compared to other international benchmarks such as Brent. The problem has recently 

been  reversed.  While  the  ability  to  get  oil  into  Cushing  has  increased  mainly  through  higher  Canadian 

imports,  the  ability  to  shift  this  oil  out  of  the  region  and  to  provide  a  relief  valve  for  Cushing  is  much 

more  constrained  as  the  storing  in  Cushing  is  inaccessible  by  tanker  or  barges  with  few  out-flowing 

                                                           

79

 The WTI Cash Window, which was/is a Platts mechanism for setting the price of WTI at 3:15 EST after the close 

of the Nymex at 2:30 EST, has not traded for about 3 years. It is no longer an operative index because very few 

companies use it for price reference.  

80

 Argus Global Markets (2007), “Liquidity and Diversity Prevail”, 24 September. 

81

 Argus, “State of the Market Report: US Domestic Crude”, Argus White Paper. 

82

 Ibid. 

83

 Ibid. 

84

 It is important to note though that many companies do use the NYMEX settlement as a pricing index. 

59 

 

pipelines, especially southbound towards the US Gulf major refining centre. In some occasions, this has 

led to a larger than expected build-up of crude oil inventories in Cushing.  For instance, in 2007, due to 

logistical  bottlenecks,  there  was  a  large  build-up  of  inventories  as  a  result  of  which  the  WTI  price 

disconnected not only from the rest of the world, but also from other US regions.  In 2008, the build-up of 

inventories  in  Cushing  due  to  a  deep  contango  and  reduction  in  demand  induced  by  the  credit  crunch 

caused a major dislocation of WTI from the rest of the world.  

Given the major role that WTI plays in the pricing of US domestic crude, imported oil into the US and 

global financial markets, the price effects of such logistical bottlenecks are widespread. First, dislocations 

result in wide time spreads as reflected in the large differential between nearby contracts and further away 

contracts as seen in Figure 16 below. For instance, in January 2009, the spread between a twelve-week 

ahead contract and prompt WTI reached close to $8 with implications on inventory accumulation. 

Figure 16: Spread between WTI 12-weeks Ahead and prompt WTI ($/Barrel) 

 

Source: Oil Market Intelligence  

Dislocations  also  have  the effect  of  decoupling  the  price  of WTI  from  that  of  Brent,  as reflected in  the 

large  price  differential  between  the  two  international  benchmarks  (see  Figure  17).  For  instance,  in 

February 2009, the differential exceeded the $8/barrel mark. Similar episodes occurred in May and June 

of  2007.  Such  behaviour  in  price  differentials  however  does  not  imply  that  the  WTI  market  is  not 

reflecting  fundamentals.  On  the  contrary,  price  movements  are  efficiently  reflecting  the  local  supply-

demand  conditions  in  Cushing,  Oklahoma.  The  main  problem  is  that  when  local  conditions  become 

dominant, the WTI price can no longer reflect the supply-demand balance in the US or in the world and 

thus no longer acts as a useful international benchmark for pricing crude oil for the rest of the world. It 

has also become less useful as a means of pricing crude in other US regions such as the Gulf coast. 

 

 

 

 

 

 

 

-6.00

-4.00

-2.00

...

+2.00

+4.00

+6.00

+8.00

+10.00

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

60 

 

Figure 17: WTI-BRENT Price Differential ($/Barrel) 

 

Source: Petroleum Intelligence Weekly 

 

Most Latin American producers

85

 and until recently also some Middle East producers used WTI in their 

pricing  formula  in  long-term  contracts.  In  2010,  Saudi  Arabia  decided  to  shift  to  an  alternative  index 

known as the Argus Sour Crude Index (ASCI) for its US sales. Kuwait and Iraq soon followed suit. ASCI 

is  calculated  on  the  basis  of  trade  in  three  U.S.  Gulf  of  Mexico  grades:  Mars,  Poseidon  and  Southern 

Green Canyon. Unlike WTI and LLS which are sweet and light, the ASCI benchmark is a medium sour 

index.  These  sour  crudes  also  do  not  seem  to  suffer  from  infrastructure  problems  and  the  occasional 

logistic  bottlenecks  that  affect  WTI,  although  disruptions  could  take  place  as  they  exposed  to  potential 

hurricanes, as Hurricanes Rita and Ivan illustrated. Their physical bases have benefited from the increased 

production  in  the  Gulf  of  Mexico  and  as  a  result  the  volume  of  spot  trade  in  the  underlying  crudes  is 

sizeable. It is important to note that like other local US benchmarks, ASCI is linked to WTI and currently 

trades as differential to WTI. In a way, the „WTI Nymex price is the fixed price basis for the index‟ and 

thus  ASCI  is  not  intended  „to  replace  WTI  as  fixed  price  but  instead  works  in  conjunction  with  other 

markets to provide a tool for valuing sour crude at the Gulf Coast‟ (Argus, 2010:3). This explains why 

newly listed derivatives instruments such as futures, options and over the counter (OTC) around ASCI did 

not gain any liquidity as most of the hedging can be done using the WTI contract.

86

 

 

                                                           

85

 Mexico‟s formula for sales to the USA is much more complex. It may include the price of more than one 

reference crude (WTI, ANS, West Texas Sour (WTS), Light Louisiana Sweet (LLS), Dated Brent and may be linked 

to fuel prices.  

86

  Another  potential  reason  as  to  why  ASCI  OTC  has  not  gained  volume  is  because  the  users  of  the 

Saudi/Kuwaiti/Iraqi  crude  are  also  often  producers  of  the  ASCI  grades  and  as  such  they  are  internally  hedged 

through their own activities.  

 

-9.00

-7.00

-5.00

-3.00

-1.00

+1.00

+3.00

+5.00

+7.00

+9.00

61 

 

7. The Dubai-Oman Market 

Currently most cargoes from the Gulf to Asia are priced against Dubai or Oman or combination of these 

crudes where around 13.1 mb/d or 94% of Gulf exports destined to Asia are priced of Platts‟ assessment 

of Dubai/Oman (Leaver, 2010). With oil starting to flow from East Siberia to Asia in 2009 through the 

East  Siberia-Pacific  Ocean  Pipeline  (ESPO),  one  could  argue  that  Dubai‟s  role  has  now  expanded  into 

Russia, as ESPO currently trades as a differential to Dubai. Dubai became the main price marker for the 

Gulf region by default in the mid 1980s when it was one of the few Gulf crudes available for sale on the 

spot  market.  Also  unlike  other  countries  in  the  Gulf such as  Iran, Kuwait, and Saudi  Arabia, until  very 

recently Dubai allowed oil companies to own equity in Dubai production. Up until April 2007, the major 

producing offshore oil fields of Fateh, SouthWest Fateh, Rashid, and Falah were operated by the Dubai 

Petroleum Company (DPC), a wholly owned subsidiary of Conoco-Phillips. DPC acted on the behalf of 

the  DPC/Dubai  Marine  Areas  Limited,  a  consortium  comprised  of  Conoco-Phillips  (32.65%),  Total 

(27.5%), Repsol YPF (25%), RWE Dea (10%), and Wintershall (5%). In April 2007, the concession was 

passed  on  to  a  new  company,  the  Dubai  Petroleum  Establishment  (DPE),  a  100%  government  owned 

company while the operations of the offshore fields were passed to Petrofac which acts on the behalf of 

DPE.  The  Dubai  market  emerged  around  1984  when  the  spot  trade  in  Arabian  Light  declined  and  then 

ceased to exist. When the Dubai market first emerged, few trading companies participated in this market 

with little volume of trading taking place. This however changed during the period 1985-1987 when many 

Japanese trading houses and Wall Street refiners started entering the market. The major impetus came in 

1988  when  key  OPEC  countries  abandoned  the  administered  pricing  system  and  started  pricing  their 

crude  export  to  Asia  on  the  basis  of  the  Dubai  crude.  Over  a  short  period  of  time,  Dubai  became 

responsible for  pricing  millions  of  barrels  on  a  daily  basis  and  the  Dubai  market  became  known  as  the 

„Brent of the East‟ (Horsnell and Mabro, 1993).  

Dubai  is  not  the  only  benchmark  used  for  pricing  cargoes  in  or  destined  to  Asia-Pacific.  Malaysia  and 

Indonesia  set  their  own  official  selling  prices.  Malaysia‟s  sales  are  set  on  a  monthly-average  of  price 

assessments by panel Asia Petroleum Price Index (APPI) plus P-Factor premium which is determined by 

the national oil company Petronas. Indonesia sells its cargoes on the basis of the Indonesian Crude Price 

(ICP)  which  is  based  on  a  monthly  average  of  daily  spot  price  assessments.  While  some  cargoes  are 

priced as a differential to Indonesian Minas and Malaysian Tapis, these benchmarks have fallen in favour 

with Asian traders. Since APPI and ICP are often used to price sweet crudes, trading against Dated Brent 

for sweet crudes has been on the increase in Asia, a trend which is likely to consolidate as the physical 

liquidity of the key Asian benchmarks Tapis and Minas continues to decline. This should be of concern to 

producers  and  consumers  as  the  Dated  Brent  benchmark  may  not  necessarily  be  fully  reflective  of 

supply/demand  fundamentals in  East  of  Suez  markets.    Abu  Dhabi,  Qatar  and Oman  also  set their  own 

official  selling  prices.  The  former  two  countries  set  their  OSP  retroactively.  For  instance,  the  OSP 

announced  in  October  refers  to  cargoes  that  have  already  been  loaded  in  September.  To  reflect  more 

accurately market conditions, spot cargoes traded in October or November are often traded as differentials 

to OSP.  Dubai and Oman shifted from a retroactive pricing system to a forward pricing system based on 

the DME Oman Futures contract. The pricing off the DME contract however still comprise only a small 

percentage of Gulf crude exports to Asia.